Бурение нефтяных и газовых скважин (на примере ОАО "Узгеобурнефтегаз")

Национальный Исследовательский Университет нефти и газа имени И.М. Губкина филиал в г. Ташкенте

Кафедра: Бурение нефтяных и газовых скважин

Направление: Бурение нефтяных и газовых скважин.

Отчет

Студента Хисматова Ильдара Маулитжановича группы РБ-07-02

по производственной практике, проходившей в ОАО «Узгеобурнефтегаз»

площади Гирсан, расположенном в Кашкадарьинской области

Ташкент 2011 г.

Оглавление

• Cодержание практики
• Общие сведения о районе буровых работ
• Геологическое строение и нефтеносность месторождения
• Буровое и энергетическое оборудование
• Крепление и цементирование скважин
• Вскрытие продуктивных пластов
• Составление проектов на бурение скважин
• Технико-экономические показатели бурового предприятия
• Диспетчерская служба в бурении (ЦИДС и РИДС)
• Трубная база
• Турбинный цех, цех по ремонту электробуров
• Ремонт бурового и энергетического оборудования

Организация обслуживания буровых промывочной жидкостью и реагентами

• Список литературы
• Содержание практики

Общие сведения о районе буровых работ

Административное положение; ближайшие населенные пункты, климатические условия; рельеф местности; пути сообщения; источники водоснабжения; базы материально - технического снабжения; обеспечение района силовой электроэнергией. Краткие сведения об истории разработки месторождения.

Геологическое строение и нефтеносность месторождения

Краткие сведения о тектонике месторождения, стратиграфии и литологическом составе, коллекторских свойствах горных пород. Сведения о нефтегазоносных горизонтах месторождения (длительность разработки продуктивных горизонтов, дебиты и пластовые давления), характеристика вод. Статические температуры на забоях скважин. Возможные зоны осложнений (потери циркуляции, выбросы, обвалы и т.д.). Влияние геологических особенностей на экономические показатели (скорости и себестоимость бурения).

Буровое и энергетическое оборудование

Типы применяемых буровых установок, их техническая характеристика. Смазка и профилактический ремонт буровых лебедок, роторов, приводов к ним и редукторов, талевой системы. Вышки и мачты, их характеристика.

Типы буровых насосов и приводы к ним, их характеристика. Смазка и профилактический ремонт буровых насосов и приводов к ним.

Механизация производственных процессов. Степень внедрения пневмоключей, пневмоклиньев, механизмов АСП, данные об их эксплуатации, экономическом эффекте применения. Схемы расположения оборудования и циркуляционной системы на буровой. В этом разделе студент должен выяснить достоинства и недостатки применяемого оборудования, его соответствие условиям бурения и современному уровню развития техники и дать соответствующую оценку своем отчете.

Показатели использования оборудования, план - график движения буровых установок.

Крепление и цементирование скважин

Методика расчёта обсадных колонн, применяемая на данном предприятии. Подготовка ствола к спуску обсадной колонны. Фактический объём измерительных работ скважине и их пели.

Применяемые способы спуска колонны: спуск хвостовиков, секционный спуск, спуск сварных колони. Схема компоновки низа бурильной колонны с указанием расстояний между элементами и конструкции элементов.

Техника спуска обсадной колонны и подвеска ей на устье. Промышленная безопасность при спуске колонн.

Характеристика применяемых цементов (марка, завод - изготовитель, результаты контрольных анализов). Рецептура тампонажных смесей. Применяемая методика расчета цементирования, её анализ.

Характеристика цементировочного оборудования и организация процесса цементирования. Способы цементирования, их эффективность. Контроль успешности цементирования: измерение свойств закачиваемого цементного раствора, наблюдение за изменением давления в процессе цементирования, схватывание и твердение цементного камня; определение высоты подъема цементного раствора и закономерности вытеснения глинистого раствора. Применяемые буферные жидкости, выбор объема жидкости. Длительность твердения цементного камня (ОЗЦ). Применяемые станции контроля за цементированием (СКЦ), обвязка оборудования при цементировании. Цементировочные головки и др. оборудование.

Порядок испытания колонны на герметичность. Анализ результатов цементирования скважин за последние годы.

Методы исправления неудачного цементирования, применяемой в данном районе. Методы и технология установки цементных мостов. Промышленная безопасность при проведении цементировочных работ. Тампонажная база. Ее оборудование, штаты, объем и организация работы.

Вскрытие продуктивных пластов

Методы вскрытия продуктивных горизонтов (конструкция призабойной зоны, применяемые промывочная жидкость). Типы применяемых испытателей пластов и методы работы с ним. Типы перфораторов. Плотность перфораций. Испытание скважины на приток. Методы освоения, применяемые в данном районе. Обвязка устья скважины при опробовании, перфорации, освоении. Оборудование применяемое для освоения скважины. Продолжительность и стоимость освоения скважины.

Техника безопасности при испытании пластов, освоении и сдачи скважины в эксплуатацию. Экономическая эффективность применения испытателей пластов.

Составление проектов на бурение скважин

Порядок составления проектов. Содержание исходных данных, представляемых заказчиком (УБР) проектировщиками (НИПИ). Директивные материалы и инструкции, используемые при составлении проектов. Другие источники информации. Структура проекта и сметы на бурение типовой скважины. Разработка конструкции скважины. Использование в проектах новой техники и технологии, разработок научно - исследовательских организаций. Осуществление авторского контроля над реализаций проектов.

Технико-экономические показатели бурового предприятия

Объем проходки, число законченных строительством скважин, проходка на одну бригаду.

Цикловая, коммерческая, техническая скорости бурения (по плану и фактически), средняя проходка на долото (по плану и фактическая). Нормативная карта. Баланс времени бурения за последний год Себестоимость бурения скважины в укрупненных показателях (по плану и фактическая). Смета на строительство скважин (структура сметы).

Диспетчерская служба в бурении (ЦИДС и РИДС)

Схема диспетчерской службы. Объем работы, возложенной на диспетчерскую службу. Функции диспетчеров и организация их работы. Материальная база диспетчерской службы. Связь с буровой.

Трубная база

План трубной базы, оборудование базы, годовой (месячный) объем работы. Виды работ, производимых на трубной базе. Технологическая схема проверки и ремонта трубных изделий. Контроль качества ремонта. Контрольная аппаратура.

Технология восстановления изношенных деталей (замков, резьб и т.п.). технология горячего крепления бурильных замков.

Профилактический осмотр (дефектоскопия) и проверка труб. Опрессовка трубных изделий.

Промышленная безопасность работ на трубной базе.

Турбинный цех, цех по ремонту электробуров

Порядок сборки и разборки забойного двигателя в мастерской. Организация проката двигателей, характерные виды взноса деталей и причины износа. Характеристика оборудования. Виды ремонта забойных двигателей. Себестоимость ремонтных работ.

Промышленная безопасность при ремонте забойных двигателей.

Ремонт бурового и энергетического оборудования

Основные быстроизнашивающиеся детали бурового и энергетического оборудования.

Порядок н периодичность профилактического осмотра оборудования. Виды ремонтов. График планово - предупредительного решила бурового и энергетического оборудования. Нормативы для составления этого графика. Межремонтный период отдельных видов бурового и энергетического оборудования. Содержание каждого ремонта. Техническая документация на ремонт.

Механико-ремонтная мастерская конторы бурения. Характеристика оборудования, установленного в мастерской. Себестоимость ремонтных работ. Безопасность труда при ремонтных работах.

Организация обслуживания буровых промывочной жидкостью и реагентами

Схема глинозавода и его оборудование. Организация работ. Нормы выработки. Объем работ. Стоимость 1 м³ глинистого раствора. Организация снабжения буровых глинистым раствором. Техника безопасности при работе на глинозаводе. Обеспечение химическими реагентами и утяжелителями.

Общие сведения о районе буровых работ

Геологическое строение и нефтеносность месторождения

Геологическая информация является основой решения практически всех вопросов проектирования сооружения скважин и управления буровыми процессами. Характеристики проходимых скважиной пород и пластовых флюидов во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия продуктивных горизонтов, крепления стенок скважины и разобщения пластов. Для морского бурения огромное значение имеют сведения о гидрометеорологических условиях, а также характеристики глубин морей, морских волнений, приливов и отливов, морских течений, ветра, ледовой обстановки.

Геология - наука о составе, строении и истории Земли.

Предполагают, что Земля состоит из нескольких различимых по свойствам оболочек: литосферы толщиной 50-70 км; мантии до глубины 2900 км; ядра в интервале глубин 2900-6380 км. Над литосферой находятся водная оболочка - гидросфера, а выше - газовая оболочка - атмосфера. Литосфера сложена горными породами, основу которых составляют различные минералы - природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате физико-химических процессов.

Классификация горных пород по происхождению:

А. Магматические (изверженные) - кристаллические породы, образовавшиеся в результате застывания расплавленного вещества (магмы).

Б. Осадочные - породы, составленные из мельчайших кусочков различных минералов, часто сцементированных между собой, содержащие остатки животных и растительных организмов. По способу накопления вземной коре различают механические осадки, породы химического и смешанного происхождения.

Механические осадки - результат денудационных процессов солнечно-ветроводяного разрушения и переноса осадков магматических пород (валуны, галечник, гравий). Химические породы (и некоторые причисляемые к осадочным породам) образовались путем химических реакций и накопления на земной поверхности сложных солей (каменная соль, ангидрид, гипс). Породы смешанного происхождения включают в себя обломочный материал, вещества органического и химического происхождения (известняки, мел, глины, пески, песчаники).

В. Метаморфические горные породы - это вторично переплавленные осадочные и изверженные породы в результате погружения их в расплавленную часть Земли (кварциты, мраморы, сланцы, гнейсы).

Для определения историко-геологических закономерностей накопления горных пород и формирования Земли как планеты используют стратиграфическую шкалу, на основе которой составлена геохронологическая таблица, отражающая расположение в определенной последовательности условных отрезков времени формирования земной коры

Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т.е. системой пустот -- пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Емкость порового коллектора называется пористостью (см. рис. 1). Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры.

По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные v>508 мкм), капиллярные (508--0,2 мкм) и субкапиллярные (<0,2 мкм).

В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером >0,2 мкм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость -- это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор И, к объему образца породы К₂ : к„ = К,/К₂.

При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость -- объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости к_ао -- отношением суммарного объема открытых пор V_o к объему образца породы

V₂ : &_п._о. = V_o/V₂.

В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и открытой пористости существует понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы ^_пэф1 равен отношению объема пор V^, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления, к объему образца породы: ^эф ⁼ V^/Уг-

Коэффициент пористости обломочных пород в идеальном случае (когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму) не зависит от размеров зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. При расположении шаров по вершинам куба пористость составляет 47,64%, а по вершинам тетраэдра -- 25,95%, независимо от размера шаров.

У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем порового пространства.

Величина коэффициента пористости горных пород может достигать 40%, например, для газоносных алевролитов (алевритов) местоскоплений Ставрополья его значения составляют 30-- 40%. Наиболее распространенные значения ^ нефтеносных песчаников Русской платформы 17--24%.

Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных.

Проницаемость -- важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать жидкость и газ. За единицу проницаемости (1 мкм²) принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа * с составляет 1 м³/с. Проницаемость неф теносных песчаников изменяется в широком диапазоне -- от 0,05 до 3 мкм², трещиноватых известняков -- от 0,005 до 0,02 мкм². Она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород.

Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов очень часто резко изменяются на незначительных расстояниях в одном и том же пласте. Даже в пределах небольшого образца породы размеры пор сильно различаются. Характер строения и размер пор оказывают большое влияние на движение жидкостей и газа в нефтяном пласте и на величину коэффициента извлечения нефти из недр. Практически по субкапиллярным порам жидкость не перемещается. В таких порах межмолекулярное притяжение настолько велико, что для перемещения жидкости требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Благодаря межмолекулярному притяжению поверхность минеральных частиц обволакивается слоем крепко связанной воды. Эта вода почти полностью закрывает просветы субкапиллярных поровых каналов. Породы с такими порами характеризуются проницаемостью менее 0,001 мкм² и не имеют практического значения.

При разработке месторождений применяют методы искусственного увеличения пористости и проницаемости путем гидроразрыва пласта и воздействия на него соляной кислотой, что приводит к разрушению перегородок между порами и расширению трещин.

Существуют различные схемы классификации пород-коллекторов. П. П. Авдусин и М. А. Цветкова выделяют пять их классов по величине эффективной пористости, %: А > 20, В -- 15--20, С -- 10--15, D -- 5--10, Е < 5. Каждый из указанных классов в свою очередь подразделяется на три группы по скорости движения фильтрата через породу.

В последнее время широко применяется классификация пес-чано-алевролитовых коллекторов, предложенная А. А. Ханиным (табл. 7). Согласно этой классификации выделяется шесть классов коллекторов, различающихся по проницаемости и емкости.

Изучение коллекторских свойств пластов проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по данным испытания скважин на приток.

Геологическая характеристика скважины

Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Нефтеносность

Газоносность

Давления и температура по разрезу

Поглощение бурового раствора

Осыпи и обвалы стенок скважины

Нефтегазоводопроявления

Прихватоопасные зоны

Текучие породы

Прочие возможные осложнения

Буровое и энергетическое оборудование

В первую очередь следует учитывать: природно-климатические и геологические; отдаленность от ремонтных баз и источников энергии; частоту перемещения на новые точки бурения; загазованность окружающей среды, загрязненность рабочих мест буровым промывочным раствором; необходимость обеспечения бесперебойного процесса бурения для устранения возможных осложнений в стволе скважины; высокую абразивность и коррозионную активность бурового промывочного раствора; стесненность рабочих мест и др.

Требования к буровым установкам разделяются на технические, эксплуатационные, технологические, экономические, социальные и специальные.

Технические требования заключаются в том, чтобы конструкция буровой установки отвечала новейшим достижениям науки и техники, а ее параметры соответствовали мировым стандартам. Машины и оборудование имели бы высокий коэффициент полезного действия (КПД), достаточную прочность, надежность и долговечность.

Эксплуатационные требования состоят в том, что в процессе эксплуатации работоспособность буровой установки будет поддерживаться проведением технического обслуживания и ремонтов. С этой целью необходимо обеспечить высокую ремонтопригодность буровой установки, т.е. доступность ее агрегатов для технического обслуживания и ремонта, возможность контроля технического состояния и замены быстроизнашивающихся узлов и деталей.

Технологические требования связаны с материальными и трудовыми затратами на изготовление буровых установок. К ним относятся:

простота конструкции машин, достигаемая максимальным упрощением их структурной схемы;

простота форм деталей, рациональный выбор материала и способа получения заготовок с целью экономии материала;

оптимальные точность изготовления и шероховатость поверхности, уменьшение размеров обрабатываемых поверхностей;

правильный выбор допусков и посадок, обеспечивающий взаимодействие деталей, взаимозаменяемость, соблюдение их размера для устранения подгоночных работ при сборке;

максимальное использование стандартных и унифицированных узлов и деталей;

уменьшение номенклатуры режущего и крепежного инструментов, используемых при механической обработке и сборке.

Экономические требования связаны с необходимостью обеспечения минимальных производственных и эксплуатационных расходов, определяющих эффективность буровой установки. В сфере производства экономические требования удовлетворяются технологичностью конструкций, позволяющей при заданном объеме выпуска и конкретных производственных возможностях изготовить машину при наибольшей производительности труда и наименьшей себестоимости. Важное экономическое требование -- экономия металла и других материалов путем снижения материалоемкости машин и оборудования. К эксплуатационным экономическим показателям относятся производительность механического бурения и спускоподъемных операций, время, затрачиваемое на подготовительно-заключительные, вспомогательные и ремонтные работы.

К социальным требованиям относятся безопасность работы, легкость управления и обеспечение нормальных условий труда для обслуживающего персонала Социальные требования должны рассматриваться как обязательные вследствие того, что условия работы буровиков относятся к тяжелым и опасным.

Специальные требования связаны с условиями работы буровых установок. Компоновочные схемы и расположение машин и всей установки выбираются с учетом удобств управления и обслуживания, а также ограничений в занимаемой площади, что особенно важно для работы в море и на пересеченной местности. Масса буровых машин должна соответствовать грузоподъемности промысловых кранов и транспортных средств. Буровая установка должна разбираться на транспортабельные и легко демонтируемые узлы. Электрооборудование должно иметь взрывобезопасное исполнение.

Классификация и характеристики установок

В 1959 г. была принята отраслевая нормаль Н900-59, регламентирующая основные характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. В ней предусматривалось пять классов буровых установок, различающихся по грузоподъемности (50, 75, 125, 200 и 300 т). Ее заменила нормаль Н900-66 с изменениями и дополнениями. На основе этой нормали был разработан и действовал ГОСТ 16293-70, взамен которого ввели ГОСТ 16293-82.

Из параметров, включаемых в стандарты буровых установок, выделяется главный параметр, наиболее полно характеризующий эксплуатационные возможности буровой установки. В период действия нормалей Н900-59 и Н900-66 в качестве главного параметра принималась номинальная грузоподъемность, значение которой приводилось в шифре буровой установки (например, БУ80БрД или Уралмаш 125БД).

В ГОСТ 16293-70 были представлены девять классов буровых установок, различающихся по максимальной нагрузке на крюке, допускаемой в процессе проходки и крепления скважины, и по условной глубине бурения скважины, определяемой исходя из массы 1 м бурильной колонны, равной 30 кг. После введения ГОСТ 16293-70 в шифр буровой установки вместо номинальной грузоподъемности была внесена условная глубина бурения (например, БУ2500ДГУ или БУ3000БД).

В ГОСТ 16293-82 включено 11 классов буровых установок, главными параметрами которых являются допускаемая нагрузка на крюке и условный диапазон глубин бурения (табл. 14.1). Соответственно в шифре новых буровых установок указывают условную глубину бурения и допускаемую нагрузку на крюке (например, БУ1600/100ЭУ). К важным отличительным признакам, указываемым в шифре буровой установки, относятся тип силового привода (Д - дизельный, ДГ - дизель-гидравлический, ДЭР - дизель-электрический регулируемый, Э - электрический на переменном токе, ЭП - электрический на постоянном токе и др.) и монтажеспособность буровой установки (У-универсальная монтажеспособность).

Комплектные буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения

Выпускаемые буровые установки периодически обновляются более производительными и надежными моделями, отвечающими возрастающим требованиям бурения и новейшим достижениям науки и техники. Повышение производительности и надежности буровых установок - предпосылка успешного выполнения непрерывно возрастающих объемов бурения. Во многих случаях смена выпускаемых моделей происходит в связи с изменением параметров буровых установок.

В комплектные буровые установки входят буровое оборудование и сооружения, оборудование системы циркуляции промывочного раствора, комплекс механизмов АСП для автоматизации спускоподъемных операции, регулятор подачи долота и др.

Широко распространены буровые установки на базе комплектов основного бурового оборудования Уралмаш. Для морских буровых установок Уралмашзавод выпускает буровое оборудование ПБУ 6000/60ПЭМ и ППБУ 6000/200ППЭМ. На предприятиях бурения эксплуатируются снятые с производства буровые установки БУ80БрД, БУ80БрЭ, Уралмаш 3000ЭУК, Уралмаш 3000ЭУ, Уралмаш 4000Э-1, Уралмаш 4000Д-1, Уралмаш 6500Э, Уралмаш 6500ДГ, а также отдельные опытные модели.

Буровые установки БУ2500ДГУ и БУ2500ЭУ разработаны взамен буровых установок БУ80БрД и БУ80БрЭ-1. Основное и вспомогательное оборудование этих установок монтируется на отдельных блоках, транспортируемых гусеничными тяжеловозами.

На вышечном блоке размещаются вышка, буровая лебедка с коробкой перемены передач, ротор, трансмиссии лебедки и ротора, вспомогательный привод, ключ АКБ-ЗМ2, вспомогательная лебедка, консольно-поворотный кран, пульт бурильщика и некоторое другое оборудование. Основание этого блока представляет собой металлическую платформу с опорами. Лебедка со вспомогательным тормозом и рамой образует лебедочную секцию вышечного блока. Коробка перемены передач, трансмиссия лебедки и вспомогательный привод с рамой входят в приводную секцию вышечного блока. Приводной блок БУ2500ДГУ состоит из трех секций: дизельной, трансмиссионной и воздухосборников. В дизельной секции установлены три силовых агрегата, мощность которых через карданные валы передается цепному суммирующему редуктору. В трансмиссионной секции установлены цепной суммирующий редуктор и две компрессорные станции. Цепной редуктор позволяет передавать мощность силовых агрегатов буровой лебедке, насосам, ротору и одной компрессорной станции (вторая компрессорная станция имеет индивидуальный электрический привод). В секции воздухосборников располагаются два воздухосборника, агрегат подогрева воздуха АПВ 200/140, фильтр-влагоотделитель и маслоотделитель.

Насосный блок состоит из двух насосных секций с пультом управления насосами, необходимыми коммуникациями и компрессором высокого давления для зарядки пневмокомпенсаторов. Каждая насосная секция включает раму, трехпоршневой насос одностороннего действия НБТ-600 и привод.

Дизель-генераторный блок состоит из основания с укрытием, двух дизель-электрических агрегатов, станций управления, сливных баков и аккумуляторных батарей.

Приемные мостки для укладки и подачи на буровую площадку бурильных и обсадных труб, а также других механизмов и инструмента состоят из стеллажей, горизонтальных и наклонных трапов.

Секционная конструкция позволяет при необходимости транспортировать буровую установку более мелкими частями, состоящими из отдельных секций рассмотренных блоков.

Установка БУ3000БД с пятидизельным приводом применяется для бурения эксплуатационных и разведочных скважин в неэлектрифицированных районах. Она комплектуется на заводе-изготовителе комплексом механизмов АСП для автоматизации спускоподъемных операций, вышкой, основанием и каркасом укрытий.

БУ3000БЭ1 -- модификация БУ3000БД. Благодаря электрическому приводу эта установка имеет более простую кинематическую схему и большую производительность (планируемая проходка в год соответственно 5700 и 3540 м).

БУ3000ЭУК поставляется с буровыми сооружениями, обеспечивающими универсальный монтаж и транспортировку (крупными и мелкими блоками, а также поагрегатно). Она предназначена для кустового бурения скважин в условиях Западной Сибири. БУ3000ЭУК-1 -- модификация БУ3000ЭУК и отличается от нее эшелонным расположением блоков, позволяющим значительно увеличить число разбуриваемых скважин в одном кусте (БУ3000ЭУК позволяет пробурить 16 скважин в кусте). Модернизированная буровая установка БУ3000ЭУК-1М имеет допускаемую нагрузку на крюке 2000 кН против 1700 кН в установках БУ3000ЭУК.

В БУ3000ДГУ используются дизель-гидравлические силовые агрегаты СА-10 с дизелем 6ЧН21/21 мощностью 475 кВт вместо дизелей В2-450. В лебедках БУ3000ЭУ используется электромагнитный вспомогательный тормоз вместо гидродинамического. Двухпоршневые насосы двустороннего действия У8-6МА2 заменены более эффективными трехпоршневыми одностороннего действия УНБТ-950. Установки БУ3000ДГУ и БУ3000ЭУ в отличие от БУ3000БД и БУ3000БЭ поставляются с основаниями для универсального монтажа и транспортировки.

БУ4000ГУ-Т предназначена для экспорта в страны с тропическим климатом. Конструктивное исполнение и состав поставки учитывают требования заказчиков. Параметры ее соответствуют мировым стандартам.

БУ4000Д-1 и БУ4000Э-1 отличаются от комплексов Уралмаш ЗДЦ-76 и Уралмаш 4Э-76 тем, что буровое оборудование поставляется заводом-изготовителем вместе с буровыми сооружениями, комплексом механизмов АСП, регулятором подачи долота, краном для обслуживания мостков, талевым механизмом с оснасткой 5x6 или 6x7 в зависимости от пожелания потребителя.

БУ5000ДГУ и БУ5000ЭУ снабжены комплексом механизмов АСП, регулятором подачи долота, насосами УНБ-600 и буровыми сооружениями для универсального монтажа и транспортировки. Установка БУ5000ДГУ имеет дизель-гидравлический привод на базе силовых агрегатов СА-10.

БУ6500Э и БУ6500ДГ, заменившие Уралмаш 200Д-1У и Уралмаш 2003-IV, оснащены комплексом АСП, насосами У8-7МА-2, дизель-гидравлическим приводом от агрегатов 1 АДГ-1000, современным электрооборудованием и буровыми сооружениями для мелкоблочного монтажа.

Комплект бурового оборудования Уралмаш 6000ПЭМ предназначен для плавучих самоподъемных буровых установок типа Уралмаш 6000/60 ПБУ, используемых для бурения скважин при глубине моря 60 м. Комплект оснащен регулируемым электрическим приводом лебедки, насосов и ротора, комплексом АСП, благодаря которому степень механизации спуско-подъемных операций достигает 75 %.

Комплект бурового оборудования Уралмаш 6000/200ППЭМ предназначен для плавучих полупогружных буровых установок.

Буровая установка состоит из комплекса сооружений и механизмов для удержания на весу бурильной колонны, ее подачи, спуска, подъема и наращивания, комплекса оборудования для обеспечения циркуляции бурового раствора в скважине, его очистки от выбуренной породы и газа, восстановления его свойств, а также оборудования для вращения бурильной колонны.

Оборудование для герметизации устья скважины состоит из глухих и проходных плашечных превенторов, универсальных и вращающихся превенторов и системы их управления.

Независимо от способа вращательного бурения для выполнения всех операций основная схема буровой установки и состав ее оборудования почти во всех случаях одинаковые и различаются только параметрами и конструкцией.

На рис. 14.1 показан общий вид, а на рис. 14.2 приведена функциональная схема буровой установки для глубокого вращательного бурения с промывкой скважины буровым промывочным раствором.

Буровая установка состоит из вышки, поддерживающей на весу бурильную колонну, силового привода, оборудования для вращения и подачи бурового долота, насосного комплекса для прокачивания бурового раствора, устройств для его приготовления и очистки от выбуренной породы и газа и восстановления качества, комплекса оборудования для спуска и подъема колонн для смены изношенного долота, оборудования для герметизации устья скважины, контрольно-измерительных приборов и других устройств. В комплект буровой установки также входят основания, на которых монтируют, а иногда и перевозят оборудование, мостки, лестницы, емкости для топлива, раствора, воды, химических реагентов и порошкообразных материалов.

месторождение бурение скважина

Рис. 14.2. Функциональная схема буровой установки:

1 -- переводник и центратор; 2, 3 -- переводники ведущей трубы и вертлюга; 4 -- крюк; 5 -- ведущая ветвь каната; 6, 7, 9 -- трансмиссии лебедки и ротора; 8 -- линия высокого давления; 10 -- зажимы ротора

Максимальная скорость бурения скважины достигается, когда характеристики применяемого оборудования наиболее полно удовлетворяют требованиям режимов бурения. Физико-механические свойства горных пород, определяющие их буримость, изменяются в широких пределах, поэтому буровая установка должна позволять изменять в достаточно широком диапазоне параметры режимов бурения. К факторам, определяющим режим бурения, можно отнести соответствие типа и размеров долота условиям бурения, осевую нагрузку на него, частоту его вращения, количество и качество прокачиваемой жидкости или газа, время работы долота на забое.

Время работы долота на забое зависит от типа и конструкции долота, качества его изготовления, свойств разбуриваемых пород и режима эксплуатации долота Средняя продолжительность пребывания долота на забое (в ч): для шарошечных долот при турбинном бурении в твердых породах 1,5-3, в мягких - 5-15, при роторном бурении в твердых породах 20-100, в мягких - 80-250, для режущих и истирающих долот при турбинном бурении 10-30, при роторном - 30-60, для алмазных долот в твердых породах 10-20 ч, в средних и мягких породах до 200. Все механизмы и агрегаты буровой установки должны обеспечивать бесперебойную работу в течение указанного времени.

Эти данные ориентировочные. По мере применения долот новых типов и улучшения режимов бурения время пребывания долот на забое может увеличиваться.

Для наращивания бурильной колонны процесс бурения останавливают через каждые 6, 9 или 12 м углубления скважины. Время, затрачиваемое на наращивание, составляет 3-10 мин.

Весь цикл работы буровой установки или рейс одного долота приведен на диаграмме (рис. 14.3). Как видно из диаграммы, рейс состоит из

Рис. 14.3. Диаграмма одного цикла (рейса долота) буровой установки:

С -- спуск колонны; Пр -- проходка; Ц -- циркуляция и промывка скважины; П -- подъем колонны; Д -- смена долота; Б -- бурение; Н -- наращивание; t -- время; Р, Р, Р' -- нагрузка соответственно на крюке в начале, конце рейса и при бурении; Р_А -- нагрузка на долото; л -- номер рейса; Н_А -- нагружение долота; <Э_Т -- вес талевой системы спуска С колонны с циклическим увеличением нагрузки на крюк Р_к до наибольшей для данной глубины скважины, нескольких периодов бурения Б, наращивания Н и подъема П колонны для смены долота Д с циклическим уменьшением нагрузки на крюк по мере извлечения каждой свечи. Скорость спуска бурильной колонны лимитируется технологическими условиями, состоянием ствола скважины и составляет 1-2 м/с в необсаженном и до 3 м/с в обсаженном стволе.

При подходе к забою скважины спуск бурильной колонны замедляют, чтобы не заклинить новое долото, так как изношенное предыдущее долото по мере износа уменьшает диаметр и форму скважины. На некотором расстоянии от забоя долото останавливают и скважину промывают, после чего начинают вращать долото, осторожно подводят его к забою и производят проработку при иной части ствола с небольшой нагрузкой. После этого нагрузку на долото быстро и плавно увеличивают, доводя в минимально возможное время до максимальной, установленной для данных условий бурения. Затем нагрузку регулируют в зависимости от характера проходимых пород. Скорость бурения может меняться от 0,1 до 60 м/ч и даже более.

После углубления скважины на всю длину ведущей трубы бурение приостанавливают, колонну приподнимают и скважину промывают для того, чтобы поднять выбуренную породу в затрубном пространстве на высоту, исключающую возможность оседания выбуренной породы на забой во время наращивания. Промывка необходима также для выравнивания параметров раствора в затрубном пространстве и внутри колонны труб.

После промывки скважины колонну поднимают на длину ведущей трубы, устанавливают на клиньях или элеваторе на столе ротора, отсоединяют ведущую трубу с вертлюгом от колонны и устанавливают ее в шурф, находящийся вблизи устья скважины. Затем колонну наращивают на одну заранее подготовленную трубу. После наращивания колонну приподнимают, освобождают в роторе, опускают на длину добавленной трубы, вновь устанавливают на роторе и соединяют ведущую трубу с бурильной колонной. Затем промывают скважину, спускают колонну до забоя и снова продолжают бурение.

Число наращиваний колонны в процессе каждого рейса (долбления) определяется проходкой на долото и длиной добавляемой трубы, а время долбления - скоростью углубления и проходкой на долото, которые зависят от конструкции и качества изготовления долота, соответствия его типа проходимым породам, а также от режима бурения, глубины скважины, физико-механических свойств буримых пород и свойств бурового раствора, квалификации буровой бригады и др. Однако во всех случаях по мере увеличения глубины скважины показатели работы долот ухудшаются. После срабатывания долота поднимают бурильную колонну для его замены. Скорость движения колонны при подъеме зависит от мощности подъемной системы и в среднем составляет около 1 м/с и меняется в пределах 0,4-1,8 м/с в зависимости от веса и длины колонны.

Выбор вида и основных параметров буровой установки. Факторы, влияющие на выбор установки

Естественно, что для бурения разнообразных разведочных, эксплуатационных, вертикальных или наклонных скважин различной глубины на суше, с поверхности воды и в других условиях не может существовать один класс и вид буровой установки, хотя во всех случаях установка выполняет почти одинаковые функции. В то же время не представляется возможным для разных условий бурения создавать специальную установку, поэтому буровые установки должны обладать определенной универсальностью или допускать быструю модификацию и быть приспособленными для конкретных условий бурения.

Буровую установку выбирают с учетом следующих факторов:

назначение установки и условия бурения - бурение на суше (равнина, горы, леса), в болотах, на море и пр.; климат, температура окружающего воздуха и ее колебания, сила ветра и пр.;

цель бурения - разведочное или эксплуатационное;

тип и параметры скважины - вертикальная или наклонная; глубина бурения и конструкция скважины;

технология и методы бурения (ротором или забойными двигателями), требуемая гидравлическая мощность на забое, типы и свойства бурового промывочного раствора (жидкость, пена или газ), характер основы раствора (вода или нефть), метод спуска и подъема колонн и др.;

геологические условия бурения - характер буримых пород, возможные осложнения, аномальность давлений, изменение температур по глубине, степень агрессивности подземных вод и т.д.

Выяснив и проанализировав все эти факторы, намечают вид установки. Рассмотрим метод выбора так называемых классических буровых установок для бурения на суше для равнинных местностей средней полосы, представляющих в настоящее время наиболее крупную группу установок.

Выбор параметров буровой установки

Буровая установка должна обеспечивать наибольшую производительность и эффективность. Единицей продукции буровой установки является скважина или каждый пробуренный метр, а мерой производительности и эффективности установки - стоимость скважины или 1 м бурения в заданных условиях.

Очевидно, что мелкую скважину можно пробурить установкой, предназначенной для бурения более глубоких скважин, например, установкой для скважины глубиной 6000-7000 м можно пробурить скважину глубиной 2550 м, но заранее известно, что это неэкономично, а пробурить скважину глубиной 6000-7000 м установкой, предназначенной для бурения скважин глубиной 2500 м, естественно, невозможно. Во многих случаях пределы экономической целесообразности применения той или иной установки теоретически найти довольно трудно без соответствующего анализа ее параметров (характеристик и данных эксплуатации).

Буровые установки характеризуются глубиной бурения, мощностью привода подъемного и насосного комплексов, максимально допустимой нагрузкой на подъемный комплекс и оборудование для вращения бурильной колонны, диаметром ствола скважины и применяемых бурильных труб, подачей и давлением насосов, мобильностью буровой установки, видом применяемой энергии для привода.

Буровые установки подразделяют на две категории: для бурения глубоких эксплуатационных и разведочных скважин; для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин.

Установки первой категории отличаются от установок второй категории большей возможной глубиной бурения скважины, большим диаметром бурения и более тяжелыми бурильными трубами. Естественно, что мощность и максимально допустимая нагрузка на эти установки значительно выше, больше и их масса.

Буровые установки первой категории (см. рис. 14.1) менее мобильны; обычно их перевозят с одной точки бурения на другую по частям (блоками) в зависимости от дорожных условий и транспортных средств. Установки второй категории более мобильны; обычно все оборудование монтируют на одном шасси автомашины, трактора или прицепа.

Каждая категория буровых установок имеет несколько классов, которые обеспечивают наибольшую эффективность бурения скважин определенной глубины и конструкции.

Поскольку каждой буровой установкой при определенной мощности ее двигателей, максимально допустимой нагрузке на крюке можно пробурить скважины различной глубины и конструкции в зависимости от диаметра и массы применяемых бурильных и обсадных труб, то для сравнительной оценки мощности и класса буровой установки для глубокого бурения принимают глубину в метрах скважины конечного диаметра 215 мм, которая может быть достигнута при использовании бурильной колонны с бурильными трубами диаметром 114 мм и массой 1 м труб 30 кг. При работе с бурильными трубами других диаметров и массы предельная глубина бурения этой же буровой установкой может значительно отличаться от ее номинальной глубины.

Оборудование для механизации и автоматизации технологических процессов

Автоматизация подачи долота

Под подачей долота понимают его вертикальное перемещение на забое, которое осуществляется опусканием ведущей трубы на некоторое расстояние в результате ослабления (оттормаживания) тормоза лебедки.

Не следует смешивать величину подачи, выполняемой сверху бурильщиком или автоматом, с глубиной погружения долота в породу, так как колонна бурильных труб не является абсолютно жесткой системой и в зависимости от возникающих в ней усилий испытывает упругие деформации, компенсирующие разность между подачей и глубиной погружения долота. Таким образом, погружение долота всегда меньше подачи инструмента, и в то же время любое погружение долота происходит только в результате подачи инструмента. В этом органическая связь и принципиальное различие двух указанных понятий.

Подача инструмента, осуществляемая бурильщиком на поверхности, должна быть плавной, непрерывной и обеспечивающей такое удельное давление долота на забой, которое превышало бы сопротивляемость горных пород разрушению и обусловливало наиболее эффективную скорость их разбуривания. Инструмент подается с помощью подъемного механизма -- буровой лебедки, оборудованной мощным тормозным устройством и талевой системой.

Автоматизация и механизация буровых работ, помимо того, что они являются основными путями облегчения труда и повышения безопасности, приобретают особое значение в связи с увеличением глубин, роста мощностей буровых двигателей и внедрением форсированных режимов бурения.

В настоящее время в большинстве случаев передача веса инструмента на забой скважины осуществляется бурильщиком вручную. Он должен хорошо знать условия бурения в районе и в соответствии с этим регулировать подачу инструмента. Выдержать равномерность подачи с помощью

тормоза лебедки чрезвычайно трудно. Ручная подача очень утомляет бурильщика, так как ему приходится одновременно внимательно следить за измерительными приборами, напрягать зрение, слух и, держась за ручку тормоза, по физическому ощущению судить о характере работы долота на забое. Мастерство современного бурильщика обусловливается его физической натренированностью. Она приобретается годами и требует своеобразного таланта, особых физических и психических данных.

Равномерная подача в пределах заданного усилия на забой достигается механизированной подачей. При этом должны быть выполнены следующие основные требования:

скорость подачи инструмента должна устанавливаться автоматически в соответствии с крепостью проходимых пород и степенью изнашивания долота;

скорость подачи должна плавно регулироваться в широких пределах от нескольких десятков метров в час при бурении в мягких до нескольких сантиметров в крепких породах;

при остановке гидравлического забойного двигателя, а также при значительных перегрузках двигателя должен быть предусмотрен реверс системы -- подъем долота с забоя;

автомат должен быть прост и надежен в эксплуатации.

Все известные системы устройств для подачи долота (УПД) можно разделить на следующие четыре основные группы.

Автоматы подачи, работающие в зависимости от выделяемой на бурение мощности.

Автоматы подачи, работающие в зависимости от натяжения талево го каната (нагрузки на долото).

Регуляторы подачи, осуществляющие равномерную подачу инструмента (регуляторы отличаются от автоматов подачи в основном тем, что у них отсутствует реверс бурильной колонны).

Стабилизаторы веса, осуществляющие подачу инструмента при постоянстве заданной осевой нагрузки на долото.

Существует ряд конструкций УПД. В последнее время на промыслах России достаточно широко применяют автоматический регулятор типа РПДЭ-3 (регулятор подачи электрический). Он предназначен для поддержания режимов бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями и ротором (при бурении электробуром чаще используют автоматический регулятор типа БАР).

РПДЭ-3 обеспечивает:

поддержание заданного значения осевой нагрузки на долото (нагрузка задается бурильщиком с пульта управления);

поддержание постоянной скорости подъема или подачи бурильной колонны (скорость также задается бурильщиком с пульта управления).

Согласно схеме РПДЭ-3 (рис. 24.1), осевая нагрузка на долото измеряется с помощью электрического датчика б и передается на пульт управления 5, где сравнивается со значением Р_Ог задаваемым бурильщиком. Разность сигналов ДР поступает на усилители, установленные в станции управления 1. Усилители действуют на обмотку возбуждения мотор-генератора 2, вращаемого асинхронным электродвигателем с питанием от системы электроснабжения буровой. Генератор 2 питает двигатель постоянного тока 3, установленный на приводе редуктора 4 и соединенный через цепную передачу муфты с подъемным валом лебедки.

Рис. 24.1. Схема регулятора подачи РПДЭ-3

Режим поддержания заданного значения скорости подачи (или подъема) бурильной колонны можно применять для проработки скважины, аварийного подъема бурильного инструмента при отказе главного привода и т.п.

Заданная осевая нагрузка на долото автоматически поддерживается с помощью стабилизаторов веса. На промыслах используют стабилизаторы веса типа СВМ (конструкции ВНИИБТ и др.). Их можно устанавливать на буровых лебедках при наличии пневмосистемы с давлением воздуха 0,6 -- 0,9 МПа. СВМ (рис. 24.2) состоит из исполнительного пневматического поршневого механизма, соединяемого с рукояткой ленточного тормоза буровой лебедки; пульта управления с электроконтактным манометром и рукоятками для установки осевой нагрузки на долото и значения подачи инструмента за один импульс; механизма обратной связи, соединяемого с барабаном лебедки с помощью фрикционного ролика; соединительного электрического кабеля. Перед включением СВМ в работу по шкале прибора на пульте управления задается значение осевой нагрузки на долото, которое необходимо поддерживать в процессе бурения. СВМ осуществляет импульсную подачу бурильной колонны, прерывая или возобновляя ее в процессе бурения, если фактическая нагрузка на долото отличается от заданной более чем на ±3 кН по гидравлическому индикатору веса. При необходимости бурильщик может в любой момент затормозить лебедку простым нажатием на тормозную рукоятку и тем самым вывести СВМ из действия

Перед монтажом регулятора подачи долота РПДЭ-3 на буровой необходимо подготовить к работе его узлы.

1. Станция управления:

Рис. 24.3. Упрощенная схема регулятора подачи долота РПДЭ-3:

1 -- талевая система; 2 -- цепная передача; 3 -- лебедка; 4 -- силовой узел; 5 -- исполнительный двигатель; 6 -- мотор-генератор; 7 -- бурильная колонна; 8 -- долото; 9 -- магнитные усилители; 10 -- полупроводниковый усилитель ППУ-1; 11 -- станция управления; 12 -- переключатель; 13 -- рукоятка; 14 -- зубчатая передача; 15 -- неподвижный конец талевого каната; 16 -- рессорный датчик веса типа ДРВ-26; 17 -- установка веса; 18 -- установка скорости; 19 -- прибор V₂ 20 -- пульт управления

а) проверить правильность установки станции по уровню, отклонение от вертикального положения не должно превышать 5°; проверить отсутствие вблизи станции источников воды и пара, правильность подвода кабелей (подвод кабелей к станции управления осуществляется через дно около левой и правой боковых стенок);

б) заземлить станцию, для чего присоединить заземляющую шину к станции с помощью специального болта, расположенного внизу на боковой наружной стенке корпуса станции.

2.Электрический блок бурильщика:

а)проверить прочность установки блока на подставке или пульте бурильщика;

б)проверить плавность вращение рукоятки управления сельсинного узла; проверить четкость ограничения угла поворота рукоятки в крайних положениях, соответствующих 0 и 170 делениям по шкале лимба «Вес инструмента»; при показании шкалы лимба «Вес инструмента», равном 85 делениям, показание шкалы лимба «Скорость подачи», отсчитанное по риске смотрового стекла, должно быть равно 0 делений;

в)заземлить электрический блок бурильщика, для чего присоединить заземляющую шину к блоку с помощью специального болта, расположенного на левой боковой стенке блока.

Датчик веса ДВР-26 проверяют в стационарных условиях по специальной методике. На буровой необходимо очистить датчик снаружи от грязи и пыли; измерить сопротивление между разделанными кабельными концами; проверить изоляцию разделанных концов кабеля относительно корпуса датчика на 500 В; сопротивление изоляции должно быть не ниже 0,5 МОм. Указанные действие необходимо выполнять и при использовании датчика ДВ9.

Мотор-генератор:

а) удалить обертку с коллектора и щеток генератора ГП, установить все щетки и обоймы без перекрещивания и перекручивания токоведущих жгутиков; жгутики соседних щеток разобщить; щетки должны быть установлены в обоймы соответственно первоначальному положению (положение притирки), т.е. так, чтобы их зеркало точно совпадало с поверхностью коллектора; проверить правильность работы нажимных устройств щеткодержателей и прилегание к коллектору всех щеток; в случае неполного прилегания отдельных щеток следует пришлифовать их поверхность; все дефектные щетки должны быть заменены запасными тех же марок, конструкций и размеров;

б) заземлить генератор ГП и двигатель АДГ.

Двигатель ДП готовят к работе так же, как и мотор-генератор.

Двигатель вентилятора АДВ:

а) осмотреть двигатель снаружи; очистить его от пыли, грязи, влаги и ржавчины и продуть сухим и чистым воздухом под давлением не более 0,2 МПа;

б) проверить соединение обмоток двигателя в «звезду».

7.Тахогенератор ТГП:

а) проверить узел механического сцепления тахогенератора с редуктором или двигателем (в зависимости от конструкции силового узла), для чего необходимо отвинтить крепежные болты, снять тахогенератор и осмотреть полумуфты на его валу и редукторы (или двигатели), после чего установить их на место;

б) проверить состояние щеток и установку их в обоймах; дефектные щетки должны быть заменены запасными тех же марки, конструкции и размеров.

Колодочный тормоз ТКТГ и электрогидравлический толкатель: их подготовку к работе проводят в соответствии со специальными инструкциями; длину хода поршня толкателя устанавливают равной 30 мм; для тормоза ТКТГ-300М длина пружины 206 мм, а для тормозов ТКТГ-200М --169 мм.

Редуктор:

а) очистить ванну редуктора от воды и грязи и залить в картер редуктора масло индустриальное в следующем количестве: для редуктора РМ-650(в установке типа Уралмаш Д25БД и Уралмаш 125БЭ) -- 50 л; для редуктораРМ-850 (в установках типа Уралмаш 125ДГ(Э), Уралмаш 160ДГ(Э), Уралмаш 200ДГ-Ш(Э) -- 100 л; для редуктора АВ-1000 (в установках типа Уралмаш ЧЭ(ЗД), Уралмаш 6Э - 160 л;

б)удалить консервирующий смазочный материал с подшипников, муфт и звездочки выходного вала редуктора и ролика-укладчика и смазать их смазкой ЦИАТИМ-210 (ГОСТ 6267-74) или смазкой 1 -13 жировой (через тавотницы); зубчатую муфту силового узла регулятора для буровых установок Уралмаш 125БД(БЭ) смазать маслом трансмиссионным, автотракторным марки «Л»; в муфту залить 4,5 л масла через отверстие в полумуфте;

в) выверить звездочки выходного вала редуктора и лебедки специальным приспособлением или тонкой струной;

г) проверить крепление редуктора и подшипников к раме силового узла, силового узла к раме (фундаменту) буровой установки, правильность установки и крепления ролика-укладчика; сила прижатия ролика и звездочки должна быть не менее 0,6 -- 0,8 кН;

д) после проверки и крепления силового узла надеть на звездочки силового узла и лебедки цепь и отрегулировать натяжение цепи таким образом, чтобы стрела провисания цепи была в пределах 30 -- 40 мм; запрещается чрезмерное натяжение цепи для всех регуляторов, за исключением РЦДЭ-3-80/125) для этих регуляторов стрела провисания цепи устанавливается в пределах 6--12 мм с помощью специальных натяжных болтов силового узла);

е) смазать цепь маслом трансмиссионным, автотракторным, марки «Л».

10. Узел включения:

осмотреть и смазать узел включения; проверить исправность блокировки, исключающей одновременное подключение к лебедке регулятора и главного привода; проверить пневмосистему управления узлом включения и шинно-пневматические муфты регулятора согласно инструкции по монтажу и наладке пневмосистемы соответствующей буровой установки; кулачковая муфта регулятора должна свободно включаться и отключаться на валу лебедки; после подготовки к работе узлов регулятора необходимо подвести и подключить кабели к электрооборудованию и установить датчик веса на канате.

Установка датчика веса ДВР-26. Датчик веса размещают на неподвижном конце талевого каната над трансформатором ГИВ на расстоянии 1,5-- 2 м от пола буровой. Перед установкой датчика на канат необходимо отвинтить гайки 2 (рис. 24.4) и снять прокладки /, 3; затем надеть на канат зажим 11 и прочно закрепить его гайкой 12. После этого необходимо на зажиме // смонтировать нижнюю опору датчика 13, надеть прокладки /, 3 и затянуть гайку 2. При этом необходимо следить, чтобы гайка 2 и гайка, находящаяся с обратной стороны болта (под кожухом 9), занимали примерно одинаковую длину резьбовой части болта. Доступ к внутренним гайкам возможен после снятия шплинта 4, шайбы 5 и валика 6 и поворота кожуха 9, как показано стрелкой, вокруг оси 8. После закрепления датчика необходимо снова вставить валик б, надеть шайбу 5 и вставить шплинт 4.

В целях удобства монтажа и демонтажа датчика при перетягивании или замене талевого каната рекомендуется датчик дополнительно закрепить с помощью троса 7. Датчик веса на канате должен располагаться так, чтобы исключить возможность задеваний или ударов по нему шлангом. Кабель 10 датчика привязывают (без натяжения) к канату, затем кратчайшим путем спускают под пол буровой и прокладывают его под полом к станции управления. При прокладке следят за тем, чтобы не было повреждений кабеля. По окончании установки датчик закрывают специальным брезентовым чехлом, поставляемым в комплекте с датчиком. Все кабели, подведенные к станции управления и электрическим машинам, закрепляют с помощью специальных скоб. Концы кабелей, подведенные к двигателям АДГ, АДВ и АДТ, тщательно изолируют и закрывают соответствующими крышками.

Рис. 24.4. Датчик веса ДВР-26, установленный на канате

На буровой кабели прокладывают по специальным желобам в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации электрооборудования данной буровой установки.

Автоматизация спуска-подъема (асп)

Для автоматизации спускоподъемных операций бурильного инструмента широко применяют автоматы спуска-подъема типа АСП.

В состав комплекса АСП входят автоматический элеватор, механизм захвата свечи, механизм подъема свечи, механизм расстановки свечей, подсвечники и магазины, подвижный центратор и пульт управления.

Автоматический элеватор, подвешенный к талевому блоку, предназначен для подхвата и освобождения колонны бурильных труб при спускоподъемных операциях. Механизм захвата свечи работает при включении с пульта управления, автоматически захватывая свечу и освобождая ее после установки на подсвечник. Этот механизм состоит из захватного устройства и каретки, которая крепится к скобе стрелы механизма расстановки свечей. Механизм подъема свечи (МПС), служащий для подъема и спуска механизма захвата со свечой при ее переносе, представляет собой блок цилиндров двойного действия с рабочим давлением 0,6 -- 0,9 МПа.

Механизм расстановки свечей предназначен для переноса свечи с центра скважины на подсвечник и обратно со скоростью 0,4 м/с. Он состоит из рамы с тележкой, перемещающейся по направляющим, и стрелы. Привод механизма -- от электродвигателей переменного тока мощностью 3,5 кВт каждый. Подсвечник представляет собой металлоконструкцию, разделенную на секции и предназначенную для установки на ней свечей. Для удержания верхних концов свечей в определенном порядке используют магазин, разделенный на секции пальцами. Подвижный центратор перемещается по специальным направляющим канатам и удерживает верхний конец свечи в центре скважины при свинчивании и развинчивании.

Пульт управления всеми механизмами АСП установлен на площадке для обслуживания подсвечника. Пульт имеет сидение для оператора, обогревательное устройство, используемое в холодное время года, и специальное зеркало для наблюдения за работой механизмов и правильной расстановкой верхних концов свечей.

Комплекс механизмов типа АСП обеспечивает:

совмещение во времени подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с развинчиванием или свинчиванием свечи с колонной бурильных труб;

механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру, а также захват или освобождение колонны труб автоматическим элеватором.

В табл. 24.2 приведена краткая техническая характеристика комплексов механизмов типа АСП. Для всех указанных механизмов длина свечи составляет 23 -- 29 м; грузоподъемность механизма подъема свечи при давлении воздуха 0,3, 0,7 и 1,0 МПа соответственно равна 25, 58 и 82 кН; мощность электродвигателя для привода тележки и стрелы -- 3,5 кВт; диаметры стальных бурильных и утяжеленных труб (соответствуют параметрам механизма захвата свечи и автоматического элеватора) -- от 89 до 146 и от 108 до 178 мм.

Схема расположения механизмов АСП на буровой показана на рис. 24.5. На кронблочной площадке установлены амортизаторы 14 и верхний блок 8 или поворотный кронштейн 13 механизма подъема, направляющие канаты 9 центратора, магазин 15, нижний блок // механизма подъема, центратор 10, механизм расстановки свечей б, механизм захвата свечей 5, канат 7 механизма подъема. На площадке буровой расположены подсвечник 2, блок цилиндров / механизма подъема 5, автоматический буровой ключ 17, ротор 16 с пневматическими клиньями. К талевому блоку подвешен автоматический элеватор 12. Пост АСП 14 размещен на площадке подсвечника. Бурильные свечи 4 устанавливаются на подсвечник.

В табл. 24.3 приведена массовая характеристика узлов, участвующих в работе комплекса механизмов АСП.

АСП рассчитан на работу в комплекте с автоматическим стационарным буровым ключом типа АКБ, пневматическими клиньями ротора ПКР и специальной талевой системой. Он позволяет использовать трубы диаметром -- 89--146 мм и замки всех типов отечественного производства, а также большинство типоразмеров бурильных труб по стандарту API, принятому в США.

Оборудование комплекса АСП может работать и с утяжеленными бурильными трубами диаметром до 178 мм.

Уралмашзавод выпускает несколько модификаций комплексов механизмов АСП, предназначенных для комплектования буровых установок разных типов с расчетной глубиной бурения от 3000 до 15000 м. Эти модификации различаются по грузоподъемности и емкости магазинов и подсвечников. Их основные данные приведены в технической характеристике.

Пульт управления всеми механизмами АСП установлен на площадке для обслуживания подсвечника. Пульт имеет сидение для оператора, обогревательное устройство, используемое в холодное время года, и специальное зеркало для наблюдения за работой механизмов и правильной расстановкой верхних концов свечей.

Рассмотрим на конкретных примерах функции и характеристики составных частей комплекса механизмов АСП.

Автоматический элеватор ЭА-320 предназначен для автоматического захвата и освобождения колонны бурильных труб в процессе проведения спускоподъемных операций с помощью комплекса механизмов типа АСП, а также для подсоединения к нему вертлюга через специальную подвеску в процессе бурения скважины.

Автоматический элеватор можно применять в комплексе механизмов типа АСП-ЗМ2, АСП-4 и других, в комплект которых входят талевой блок без опорного подшипника и подсвечник, имеющий высоту основания 1200 мм от ствола ротора.

Крепление и цементирование скважин

Подготовка ствола скважины, оборудование и спуск обсадной колонны

От степени очистки ствола скважины зависит качество разобщения пластов. Наличие в стволе зон, где скапливается буровой шлам, ведет к образованию в этих местах каналов, вдоль которых возможны в дальнейшем затрубные перетоки.

Обломки породы могут оседать в различных желобах, кавернах, образуя в этих местах высоковязкие малоподвижные пасты из бурового раствора, особенно в случае разбуривания глинистых пород. Если в процессе бурения наличие таких скоплений и не вызывает особых осложнений, то их следует считать основными причинами различных газонефтепроявлений и прежде всего в интервалах, где рядом располагаются пласты с различными давлениями.

Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо промывать высококачественным буровым раствором, удовлетворяющим основным требованиям теории промывки. Для обеспечения возможности увеличения расхода жидкости проработку ствола скважины перед спуском колонны следует вести роторным способом.

Промывка скважины должна производиться только буровым раствором, тщательно очищенным от выбуренной породы. Медленное вращение инструмента в процессе промывки во всех случаях облегчает очистку ствола.

Особенности промывки ствола при спуске и после спуска обсадных колонн

Как бы хорошо ни был промыт ствол скважины, в процессе подъема инструмента, а также при последующем спуске обсадной колонны происходит некоторое разрушение стенок скважины, особенно при наличии в открытом интервале слабоустойчивых пород. Большое количество шлама также может вытесняться пружинными центраторами из каверн. Наличие выступов на обсадной колонне в виде муфт при спуске создает возможность механического воздействия на стенки скважины в местах прижатия труб. При этом происходит срез глинистых корок, разрушение выступающих участков ствола при наличии каверн и скругление острых углов на желобах в точках касания а (рис. 5.1), после чего колонна начинает соприкасаться со стенками скважины по линии be.

Для рассмотрения наибольший интерес представляют участки перегибов ствола, где на колонну постоянно действуют прижимающие усилия. Если на этих участках имеются желоба,

Рис. 5.1. Характер расположения обсадной колонны на участке скважины с желобом (пунктирная линия соответствует положению колонны в конце спуска)

Рис. 5.2. Характер образования забойных зон после спуска колонны

что связано обычно с низкой прочностью пород, то по мере перемещения вниз обсадная колонна постепенно притирается к желобу и внедряется в него. При этом часть обломков породы попадает внутрь желоба и загрязняет его. Другая часть оказывается защемленной в зоне be, где смешивается с буровым раствором и образует пасту повышенной вязкости. Чем продолжительнее воздействие усилия, чем больше его значение и чем больше муфт пройдет через данное сечение скважины, тем больше будет поверхность касания обсадной колонны по участку be.

На рис. 5.2 сплошными линиями показано положение колонны в начальный период спуска и пунктирными -- в конечный. Вход в полость желоба и выход из него перекрываются, что весьма нежелательно из-за невозможности заполнения желоба цементным раствором. Наличие муфт на колонне способствует скоплению снизу около них наиболее крупных частиц породы и создает реальную возможность образования небольших сальников со стороны прижатого к стенке участка муфты.

В процессе спуска обсадной колонны не исключена возможность значительного засорения каверн и желобов осыпающейся породой. При эксцентричном расположении колонны в скважине и особенно при малых зазорах фактически невозможно добиться качественной очистки ствола от шлама и глинистой корки только лишь путем интенсификации промывки.

Операции перед спуском обсадных колонн и цементированием

Общие рекомендации по промывке скважин

Промыть скважины следует буровым раствором с минимально возможными в рассматриваемом районе вязкостью, динамическим и статическим напряжениями сдвига.

Высокое качество бурового раствора при подготовке ствола достигается грубой очисткой виброситами и тонкой -- гидроциклонами и др. Это предотвращает образование в скважине толстых корок с включениями шлама и обеспечивает качество бурового раствора.

Для лучшей очистки ствола, особенно его кавернозных интервалов, промывку следует вести, установив в нижней части бурильной колонны долото с турбобуром очень малой мощности (удалив, например, из стандартного до 70 % ступеней), при низкой частоте вращения бурильных труб. Эффективность очистки в зоне долота зависит от кинетической энергии вращающегося потока.

В процессе промывки ствола рекомендуется периодическая максимально возможная разгрузка инструмента на забой с последующим приподъемом. Это способствует дроблению крупных кусков горной породы в стволе скважины и облегчает их удаление.

Рекомендуемый режимом промывки -- турбулентный.

Режим и производительность промывки определяются ее параметрами, текучестью, а также размером и формой частиц породы. Поскольку размер и форма кольцевого пространства скважины переменные, создаются условия для возбуждения турбулентных зон в определенных участках ствола (особенно при вращении труб) при числах Рейнольдса ниже критических (1100--1200). В условиях турбулентного течения падение частиц породы происходит быстрее, чем при структурном режиме обтекания, и рассчитывать промывку следует исходя из зависимостей, построенных на основе уравнения Риттингера.

Контролировать промывку следует по изменению концентрации шлама в промывочной жидкости. Постепенное уменьшение концентрации и ее стабилизация характеризуют окончание промывки. Если по истечении расчетного времени концентрация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекратить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и образовании каверн. В таком случае статическое напряжение сдвига промывочной жидкости после прекращения циркуляции и из влечения труб в вертикальной скважине должно обеспечивать удержание шлама во взвешенном состоянии.

Промывка скважин в процессе спуска и после спуска обсадных колонн

Промывка в процессе и после спуска обсадной колонны обязательна, поскольку обеспечивает высокую степень очистки кольцевого зазора от обломков горной породы. Своевременное удаление этих обломков из ствола скважины значительно снижает возможность гидроразрывов и поглощении в процессе спуска и цементирования, повышает качество изоляции затрубного пространства.

Число промежуточных промывок определяется для каждого района индивидуально, в зависимости от геолого-технических условий.

Выбор подачи и продолжительности промывки производится согласно описанной выше методике. Продолжительность каждой промывки определяется из условия полного выноса шлама на поверхность.

Выбор режима промывок при спуске хвостовиков аналогичен выбору режима при спуске обсадных колонн, а количество промывок определяется их числом при спуске долота для подготовки интервала к установке хвостовиков, но не менее двух.

Первая промывка производится для выравнивания параметров бурового раствора при достижении башмаком хвостовика башмака предыдущей колонны. Промежуточные промывки должны обеспечить полное удаление шлама из открытого интервала ствола в полость предыдущей колонны.

Продолжительность последней (после спуска хвостовика) промывки определяется необходимостью полного выноса шлама из скважины.

Время промывки после установки секций колонны в обсаженной скважине выбирается из необходимости обеспечения выравнивания параметров бурового раствора.

Промывка скважин с устойчивыми стенками

Если ствол скважины устойчив, то промывка должна рассчитываться исходя из максимально возможных размеров частиц породы, образующихся на забое при бурении.

Способы спуска обсадной колонны

Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфтовых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину в один прием от устья до забоя или отдельными секциями с разрывом во времени крепления ствола.

Способ спуска колонн и порядок спуска секций зависят от геологических, технических и технологических условий проводки скважины:

назначения обсадной колонны;

глубины спуска;

конфигурации ствола скважины в интервале спуска предыдущей колонны и объема работ в ней;

техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны;

давления высоконапорных горизонтов и градиента гидроразрыва пластов, перекрываемых колонной;

гидравлической мощности бурового оборудования, ограничивающей возможности углубления скважин на больших глубинах при значительных гидравлических потерях в циркуляционной системе.

Спуск обсадной колонны в один прием от устья до забоя скважин используется при следующих условиях:

а)для крепления скважин, стволы которых достаточно устойчивы и не осложняются в течение 3--4 сут при оставлении их без промывки, т.е. за время, необходимое для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны;

б)при общей массе обсадной колонны, не превышающей грузоподъемности бурового оборудования, вышки, талевой системы;

в)при наличии ассортимента обсадных труб по маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочного расчета обсадной колонны;

г)при креплении стволов скважин кондукторами и эксплуатационными колоннами.

При разработке конструкций глубоких скважин должны использоваться безмуфтовые резьбовые или сварные обсадные колонны, которые позволяют усовершенствовать конструкции многоколонных скважин, осуществлять крепление стволов при малых кольцевых зазорах, значительно увеличивать проектные глубины бурящихся скважин и изолировать интервалы осложнений, крепление которых не было предусмотрено первоначальным проектом работ.

Использование сварных эксплуатационных колонн в газовых скважинах обеспечивает и гарантирует их герметичность.

Спуск обсадных колонн секциями необходим при следующих условиях:

а)если призабойная зона не промывается в течение 1,5--2 сути при этом происходят осложнения с потерей проходимости обсадных труб в скважину без проработки ствола (осыпи, сужения, нарастание толстых глинистых корок, выпучивание илипластическое течение горных пород и др.);

б)если необходимо закрепить скважину обсадной колонной большого диаметра на значительную глубину;

в)при необходимости подъема тампонажного раствора на большую высоту при наличии поглощающих пластов или пластов с низким градиентом гидроразрыва;

г)когда с целью сохранения верхней части обсадной колонны от протирания в процессе бурения верхнюю секцию необходимо спускать в скважину перед вскрытием напорных горизонтов либо при протирании предыдущей колонны в верхней части;

д)если отсутствуют обсадные трубы с прочностной характеристикой, соответствующей расчетным данным по страгивающим усилиям.

Крепление стволов скважин с использованием секционного спуска обсадных колонн позволяет:

перекрывать интервалы осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени от конца последней промывки до начала цементирования;

надежно изолировать два или более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо осложненные интервалы, разделенные между собой мощной устойчивой толщей горных пород;

применять комбинированный бурильный инструмент, в результате чего увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке промывочной жидкости в трубах, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на большую глубину;

экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошнымиколоннами, а также использовать трубы с пониженными прочностными характеристиками.

Длину первой секции обсадной колонны выбирают из геологических требований перекрытия интервала осложнений в минимально возможное время и из условий прочности верхних труб секции на растягивающую нагрузку.

В случае установки головы секции в открытом стволе местоположение устройства для стыковки секций выбирают с учетом данных каверно- и профилеметрии на номинальном по диаметру участке ствола скважины. При перекрытии высоконапорных горизонтов и наличии заколонных проявлений над головой спущенной секции необходимо наращивать последующую секцию обсадной колонны с применением герметизирующих заколонных устройств.

Промежуточные обсадные колонны могут быть нескольких видов:

сплошные -- перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

хвостовики -- для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

потайные колонны -- специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками возникли, во-первых, как практическое решение проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, как решение задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.

В тяжелых условиях бурения (искривление ствола, большое число рейсов) в конструкции скважины предусматриваются специальные виды промежуточных обсадных колонн -- сменные.

Оборудование. Технологическая оснастка обсадных колонн

Под понятием 'технологическая оснастка обсадных колонн' подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.

Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, отличающихся друг от друга принципом действия.

Число типов и размеров оснастки в зависимости от условий применения и диаметров обсадных колонн образует более 250 типоразмеров.

Цементировочные головки

Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполнения они могут применяться при цементировании различными способами.

В некоторых объединениях часто используют цементировочные головки собственной конструкции и изготовления. Известны цементировочные головки конструкций: АзНИПИнефти для цементирования колонн-хвостовиков диаметрами 219 и 245 мм и для забойных заливок с применением устройств УКЗ-146; Туймазабурнефти для цементирования обсадных колонн диаметрами 146 и 219 мм; Киргизнефти для цементирования колонн-хвостовиков с подвеской на цементном камне и с применением двухсекционной разделительной пробки; Укрнефти для цементирования в две ступени с применением заливочной муфты эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, головка имеет обводную линию для продавливания разделительных пробок; Полтавнефтегазразведки для цементирования хвостовиков с подвеской на цементном камне, имеет шаровой элемент; Краснодарнефтегаза с быстродействующим устройством для высвобождения разделительной пробки; Грознефти для цементирования хвостовиков с подвеской на цементном камне и с применением разделительной пробки и шара; Беларусьнефти для цементирования колонн-хвостовиков через трубки вертлюга; Туркменнефти для цементирования обсадных колонн с установкой на головке обратных клапанов, предотвращающих аварийную остановку процесса в случае повреждения или выхода из строя нагнетательных линий, подсоединяемых к головке; Ставропольнефтегаза для цементирования обсадной колонны с подвеской ее на талевой системе и с расхаживанием; ВНИИБТ для цементирования обсадных колонн с расхаживанием, головка имеет обводные линии и линию для подачи жидкости, выталкивающей разделительную пробку; ВНИИКРнеф-ти для цементирования обсадных колонн с расхаживанием на большую высоту и с вращением.

В настоящее время серийно выпускаются головки типов ГЦК, ГУЦ по ТУ 39-1021-85 и ГЦУ по ТУ 39-921-84. Высота цементировочных головок обоих типов позволяет размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колоны.

Головки цементировочные типа ГУЦ (рис. 5.13, а и табл. 5.7)

поставляются с кранами высокого давления. При установке на устье скважины верхние разделительные пробки в эти головкизакладываются заранее, так что отпадает необходимость разборки этой головки после закачивания тампонажного раствора, как это делается в случае применения цементировочных головок типа ГЦК (рис. 5.13, б).

Последние изготовляются размерами 377 и 426 мм на давление соответственно 6,4 и 5,0 МПа. При цементировании с применением цементировочной головки типа ГЦК после окончания нагнетания тампонажного раствора и промывки линии отвинчивают крышку, опускают в корпус головки ниже патрубков цементировочную пробку, завинчивают крышку и начинают продавливать тампонажный раствор.

Универсальные цементировочные головки типа ГЦУ (рис. 5.14 и табл. 5.8) предназначены для обвязки обсадных колонн на устье скважины, для зарядки нижней разделительной пробки в колонну, а также для размещения верхней (продавочной) разделительной пробки при цементировании скважин.

Универсальность головок типа ГЦУ заключается в том, что они позволяют цементировать обсадные колонны в подвешенном на буровом крюке состоянии с одновременным расхажива-нием их. Кроме того, головки типа ГЦУ имеют сигнализатор начала движения разделительной пробки, более просты в обслуживании, предотвращают наличие остаточных давлений над разделительной пробкой после закачки тампонажного раствора в колонну.

Разделительные пробки

Разделительные пробки предназначены для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкостью при цементировании, а также для получения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо, свидетельствующего об окончании процесса продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Используется несколько типов пробок, каждый из которых предназначен для выполнения различных функций.

Пробки продавочные верхние типа ПП (рис. 5.15) предназначены для разделения тампонажного раствора при его продав-ливании в затрубное пространство скважин от продавочной жидкости. Существует модификация пробок, у которых в верхней части корпуса на внутренней поверхности нарезана резьба для заглушки. Без заглушки эта пробка может быть использована как секционная. Основные параметры этих пробок приведены в табл. 5.9.

Пробки разделительные двухсекционные типа СП (рис. 5.16) предназначены для цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн, спускаемых частями. В процессе цементирования при продавливании тампонажного раствора верхняя секция пробки движется внутри бурильных труб, разделяя продавочную жидкость и тампонажный раствор, до тех пор, пока не достигает нижней секции пробки, установленной на штифтах на торце верхней трубы обсадной колонны, затем, перекрыв отверстие в нижней части пробки, под действием воз пикающего давления движется вместе с ней до посадки на стоп-кольцо.

Рис. 5.13. Головки цементировочные типов ГУЦ (а) и ГЦК (б

Пробки типа СП изготавливают по ТУ 39.207-76 для обсадных колонн следующих диаметров: 114-140, 146, 168, 178-194, 219-245,273-299, 324-351,377 и 407-426 мм.

Пробки разделительные нижние типа ПЦН (рис. 5.17) разработаны в б. ВНИИКРнефти на базе пробки ПВЦ. Отличительной особенностью их является наличие сквозного отверстия в сердечнике, в нижней части которого устанавливается мембрана из жести, закрепленная гайкой. Внутри нее установлен подвижной кольцевой нож с упорным кольцом.

Такие пробки используют для разделения буферной жидкости или бурового раствора с тампонажным. Нижнюю пробку устанавливают в цементировочной головке ниже верхней пробки или в верхней трубе обсадной колонны перед подачей в нее буферной жидкости или тампонажного раствора. При нагнетании жидкости пробка движется вниз в обсадной колонне до упора на стоп-кольцо или опорную поверхность обратного клапана типа ЦКОД, после чего, вследствие возрастания давления в колонне, ее корпус с манжетами и мембранной смещается на кольцевой нож, который подрезает мембрану. Под действием потока жидкости мембрана отгибается, образуя канал, по которому жидкость поступает в затрубное пространство скважины.

Рис. 5.17. Пробка разделительная нижняя типа ПЦН:

1 -- резиновые манжеты с сердечником; 2 -- жестяная мембрана; 3 -- гайка; 4 -- кольцевой нож; 5 -- упорное кольцо

Комплект разделительных пробок типа КРП (рис. 5.18) разработан в б. ВНИИКРнефти, применяется для разделения буферной жидкости, тампонажного и бурового растворов и облегчения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД при цементировании. Комплект состоит из двух частей: нижней пробки (1), устанавливаемой в обсадную колонну, и верхней пробки (77), устанавливаемой в цементировочную головку. Каждая пробка содержит полый, легко разбуриваемый корпус 1, наконечники из алюминиевого сплава 4 и резиновые манжеты 2, 3. Нижняя пробка имеет разрушаемую диафрагму 5. Нижние манжеты 3 пробок имеют канавки с заостренными кромками и служат для очистки стенок обсадной колонны от остатков вытесняемой жидкости. Манжеты 2 снабжены по периферии треугольными вырезами и, кроме разделения жидкостей, служат также для центрирования пробки по оси обсадной колонны.

При остановке нижней пробки на упорном кольце под действием избыточного давления ее диафрагма разрывается на отдельные лепестки, открывая таким образом канал для прохождения тампонажного раствора. Верхняя пробка при посадке на нижнюю, благодаря наличию уплотняющего элемента, позволяет обеспечить герметичность соединения. Конструктивное исполнение пробок предотвращает их всплытие в случае отказа обратного клапана.

Клапаны обратные

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД (рис. 5.19) предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки. Шифр ЦКОД обозначает: Ц -- цементировочный, К - клапан, О - обратный, Д - дроссельный. Добавление в шифре буквы 'М' означает модернизацию типоразмера клапана.

Клапаны ЦКОД-1 (табл. 5.11) изготовляют по ТУ 39-01-08-281-77 для обсадных колонн диаметрами 114-194 мм, а ЦКОД-2 (табл. 5.12) по ТУ 39-01-08-282-77 для обсадных колонн диаметрами 219-426 мм.

Кроме клапанов типа ЦКОД имеются другие обратные клапаны: тарельчатые, шаровые, с шарнирной заслонкой и т.д. Обратные клапаны устанавливают в башмаке колонны либо на 10-20 м выше него.

Рис. 5.19. Клапаны обратные ЦКОД-1 (а) и ЦКОД-2 (б):

1 - корпус; 2 - нажимная гайка; 3 - набор резиновых шайб; 4 - резиновая диафрагма; 5 - опорное кольцо; в - шар; 7 - ограничительное кольцо; 8 - резинотканевая мембрана; 9 - дроссель; 10 - чугунная втулка; 11 - бетонная или пластмассовая подвеска

Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, проходя через разрывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. При спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара, последний сбрасывают в колонну перед соединением бурильных труб с секцией. В этом случае последующее самозаполнение колонны с жидкостью исключается.

Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для остановки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется.

В шифрах обратных клапанов встречается аббревиатура ОТТМ, что означает, что применена трапецеидальная резьба, а ОТТГ -- высокогерметичное соединение; в клапанах без таких обозначений используется треугольная резьба.

Клапаны для обсадных колонн диаметрами 219-426 мм рассчитаны на использование при температурах, не превышающих 130 °С, но по технически обоснованному требованию потребителя могут быть изготовлены (до диаметра 340 мм включительно) на максимально допустимую температура 200 °С. Диаметр шара этих клапанов 76 мм, минимальный диаметр проходного сечения в диафрагме 60 мм, диаметр отверстия в дросселе 20 мм, максимальный расход жидкости через клапаны 60 л/с.

Башмаки колонные

Башмаки колонные типа БКМ (рис. 5.20, а и табл. 5.13) по ОСТ 39-011-87 предназначены для оборудования низа обсадных колонн из труб диаметрами 114--508 мм с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 250 °С. Эти башмаки состоят из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного цемента и песка в соотношении 3:1. В корпусе башмака выполнены отверстия с пазами, которые образуют дополнительные каналы циркуляции бурового раствора. Верхняя часть корпуса снабжена резьбой, при помощи которой башмак соединяется с нижней обсадной трубой. Резьба может быть треугольной, трапецеидальной (ОТТМ) и высокогерметичной (ОТТГ).

Рис. 5.20. Башмаки колонные:

а -- типа БКМ: 1 -- корпус; 2 -- заглушк а; 3 -- направляющая насадка; б -- типа БП с чугунной направляющей насадкой; в -- направляющая насадка; г --типа Б

Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более иногда используют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок, позволяющие исключить разбуривание металла на забое.

В случае, когда ствол скважины крепят гладкими безмуфтовыми трубами и межколонные зазоры невелики, направляющие насадки крепят к нижней трубе колонны.

При спуске потайных колонн или секций обсадных колонн с проработкой ствола иногда, если это необходимо, направляющие насадки выполняют в виде породоразрушающего наконечника.

Находят также применение башмаки типа БП (рис. 5.20, б) с навинчиваемой направляющей чугунной насадкой и типа Б (рис. 5.20, г).

Центраторы

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчению спуска обсадной колонны за счет снижения сил трения между обсадной

Рис. 5.21. Центратор:

1 -- петлевые проушины; 2 -- гвозди; 3 -- спиральные клинья; 4 -- ограничительные кольца; 5 -- пружинные планки; 6 -- пазы сегментов

колонной и стенками скважины, увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажем за счет некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов. Конструктивно центраторы выполняют неразъемными и разъемными, причем предпочтение отдается последним. Обычно центраторы располагают в средней части каждой обсадной трубы.

В разработке центраторов принимали участие ВНИИБТ и б. ВНИИКРнефть.

Существуют конструкции центраторов нескольких типов: ФП, ЦПР, ЦЦ, ЦЦ-1 и ЦЦ-2.

Центраторы типа ТЩ являются модификацией центраторов типа ЦПР. Центраторы ЦЦ-2 благодаря конструктивным особенностям могут применяться и в наклонно направленных скважинах за счет возможности изменения высоты ограничителя прогиба пружинных планок.

Наибольшее распространение получили центраторы ЦЦ-1 (рис. 5.21 и табл. 5.14). Они выпускаются серийно по ТУ 39-01-08-283-77.

Скребки

Скребки предназначены для разрушения глинистой корки на стенках скважины, что улучшает сцепление тампонажного цемента с породой. Этот эффект проявляется при цементировании скважин с расхаживанием. Скребок корончатый типа С К (рис. 5.22) -- разъемный и состоит из корпуса 2, половинки которого соединяются с помощью штыря 3. Рабочие элементы скребков 1 выполнены из пучков стальной пружинной проволоки и прикреплены к корпусу накладками. Скребок комплектуется стопорным кольцом с фиксирующимся на трубе спиральным клином.

Скребок устанавливается таким образом, чтобы рабочие элементы с согнутыми вовнутрь концами были направлены вверх, обеспечивая их минимальный износ при спуске колонны. При движении обсадной колонны вверх рабочие элементы отгибаются и разрушают глинистую корку на стенке скважины. Скребки устанавливают выше или ниже центратора.

Рис. 5.22. Скребок разъемный типа СК

Турбулизаторы

Турбулизаторы типа ЦТ предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при цементировании. Как правило, их размещают против зон расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга.

Турбулизатор (рис. 5.23 и табл. 5.15) состоит из неразъемного корпуса 1 и лопастей 2. Лопасти устанавливаются в пазы, прорезанные в корпусе под углом 35°, и крепятся к корпусу металлическими накладками с помощью точечной сварки. Лопасти могут быть металлическими или резинокордными. На обсадной трубе турбулизатор крепят с помощью спирального клина 3, забиваемого в кольцевую канавку и отверстие, выполненные в утолщенной части корпуса. Разработчик турбулизаторов б. ВНИИКРнефть. Они изготавливаются Муфты ступенчатого цементирования

При креплении скважин в ряде случаев возникает необходимость подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами на значительную высоту (до 3000 м и более). Обеспечить успешность и высокое качество проведения операций при подъеме тампонажного раствора на такую высоту за один прием цементирования не всегда возможно. Применяемое в этих случаях цементирование обсадных колонн с подъемом тампонажного раствора на большую высоту в два приема осуществляется с помощью муфт ступенчатого цементирования.

Муфты ступенчатого цементирования в стволе скважин рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны или желоба.

Муфты ступенчатого цементирования МСЦ-1, разработанные в б. ВНИИКРнефти, предназначены для оснащения обсадных колонн диаметрами от 140 до 245 мм и проведения процесса цементирования скважин в две ступени как с разрывом во времени, так и без него (рис. 5.24). Муфты ступенчатого цементирования МСЦ-2 используют для оснащения обсадных колонн диаметрами от 273 до 340 мм (рис. 5.25).

Ряд условных диаметров муфт соответствует ряду обсадных труб (ГОСТ 632-80) диаметрами от 140 до 245 мм. Максимальная допустимая рабочая температура не более 100 °С. Избыточное давление, необходимое для срабатывания затворов цементировочных отверстий муфт, составляет 4-8 МПа.

Конструктивно муфта представляет собой полый цилиндрический корпус с присоединительными резьбами на концах и смонтированную на его внешней поверхности обойму, образующую на части длины кольцевую полость, в которой размещена с возможностью осевого перемещения заслонка. Внутри корпуса расположены нижняя и верхняя втулки, также имеющие возможность осевого перемещения. В корпусе и обойме выполнены несколько соосно расположенных циркуляционных боковых отверстий. В корпусе муфты МСЦ-2 предусмотрены также сквозные пазы, в которых размещены сухари, жестко соединяющие заслонку с верхней втулкой. В исходном положении заслонка и втулки зафиксированы на корпусе с помощью срезных винтов, причем заслонка и верхняя втулка находятся выше циркуляционных отверстий, и нижняя втулка герметично перекрывает циркуляционные отверстия в корпусе.

Эластичные уплотнительные манжеты продавочной и запорной пробок при движении внутри обсадной колонны плотно

Рис. 5.24. Муфта ступенчатого цементирования МСЦ-1:

а, б, в -- различные положения втулки; 1 -- корпус; 2 -- обойма; 3,6 -- верхняя и нижняя втулки; 4 -- срезные винты; 5 -- заслонка; 7-- циркуляционное отверстие; 8 - упорное кольцо; 9,10,11 - пробки продавочная, падающая и запорная соответственно прижимаются к ее стенкам и надежно отделяют тампонажныи раствор от продавочной жидкости.

Рис. 5.25. Муфта ступенчатого цементирования МСЦ-2:

а, б, в -- различные положения втулки; 1 -- корпус; 2 -- срезные винты; 3 -- стопорное кольцо; 4 -- заслонка; 5 -- сухарь; 6,7 -- верхняя и нижняя втулки; 8,9 -- наружное и внутреннее упорные кольца; 10,11,12 -- пробки продавочная, падающая и запорная соответственно

Продавочная пробка имеет конусный наконечник с уплотнением для плотной посадки на упорное стоп-кольцо, а запорная пробка - в нижней части конусный поясок с уплотнением для плотной посадки на седло верхней втулки.

Обтекаемая форма падающей пробки и наличие ребер-стабилизаторов ускоряют ее погружение в столбе промывочной жидкости в колонне. В нижней части падающей пробки выполнен конусный поясок с уплотнением для посадки на седло нижней втулки.

Присоединительные резьбы муфты выполняют в соответствии с ГОСТ 632-80 на обсадные трубы и до начала использования муфты защищают от загрязнения и повреждения предохранительными пробками и колпачками.

Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие и разбуривание продуктивных пластов.

Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважин в период заканчивания.В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород в призабойной зоне. Физико-химическое воздействие на призабойную зону обусловлено взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового и цементного растворов, а также действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил. Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт оказывают следующие факторы:

разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта;

изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся давление столба цементного раствора);

фильтрация фильтрата бурового (и цементного) раствора;

изменяющийся температурный режим в скважине;

гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом;

гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины и др.

Разбуривание продуктивного пласта

В процессе вскрытия и разбуривания продуктивного пласта необходимо уделять особое внимание технологическим

приемам, снижающим отрицательное воздействие технологических процессов на приствольную зону продуктивного пласта.

В соответствии с едиными правилами буровых работ столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на величину (в зависимости от глубины) от 1,5 до 3,5 МПа. В реальных условиях давление на продуктивные пласты существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, гидравлических сопротивлений при его движении в кольцевом пространстве, а также движении вниз бурового инструмента.

Не изучен вопрос изменения проницаемости продуктивного пласта при его краевой разгрузке с учетом перемещения частиц (песка, обломков породы), хотя известно, что создание всестороннего гидравлического давления (через диафрагму) понижает, а снятие давления повышает проницаемость образца. Однако попеременное нагружение и разгрузка образца может нарушить его сплошность.

Нечетко определены понятия качества работ в бурении и при заканчивании скважин. Проблема качества строительства скважин (особенно горизонтальных) для многих производственных объединений РФ стоит очень остро. Интегральная характеристика качества скважин -- получаемый полезный эффект, т.е. добыча количества углеводородов на рубль затрат при строительстве скважин -- за последние 10 лет сократилось более чем в 2 раза. Это объясняется не только необходимостью освоения новых, более труднодоступных и сложно построенных месторождений. Результаты анализа показывают, что при условии полного использования возможностей продуктивных пластов (если бы добывающие способности скважин не ограничивались возможностями применяемой технологии их строительства) добыча нефти и газа на одну скважину была бы в 2-4 раза больше в зависимости от условий. Это один из главных путей увеличения эффективности нефтегазодобывающей промышленности, альтернатива экстенсивному пути ее развития, экономически не оправданному освоению многих новых малопродуктивных месторождений.

Решение проблемы качества строительства скважин сдерживается в первую очередь следующими факторами.

1. Отсутствуют обоснованные методы оценки и управления качеством. Действительно, критерию обоснованности -- наличию взаимно однозначного соответствия между результатами оценки качества и получаемым полезным эффектом -- не удовлетворяет ни одна из известных методик. А если нет обоснованных методов оценки качества, то нет и обоснованного управления качеством.

2. Регламенты и проекты на строительство скважин составляются без учета требований к качеству скважин, без обоснования условий, при которых они будут выполнять свое назначение. Например, в проектах отсутствуют оценка качества технологии вскрытия пласта и освоения скважины, обоснование допустимых нагрузок на крепь, т.е. уже на стадии проектирования закладываются все предпосылки некачественного строительства скважин.

3. При действующем экономическом механизме отсутствует заинтересованность буровых предприятий в повышении качества, во внедрении новых технических и технологических средств. Буровым предприятиям выгодно ускорение и снижение фактической себестоимости строительства скважин по сравнению с проектными нормативами даже в ущерб качеству, лишь бы был достигнут его минимальный уровень, необходимый для сдачи скважин.

4. Буровые предприятия недостаточно оснащены необходимыми техническими средствами, материалами, оборудованием, устройствами контроля, программами и т.д.

Успешное решение проблемы качества требует комплексного подхода, т.е. реализации широкого комплекса взаимоувязанных, разработанных на единой методической основе организационных, экономических и технических мероприятий.

Технологические факторы, обеспечивающие бурение и вскрытие продуктивного пласта

Технология вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения практически не отличается от технологии бурения всего ствола скважины, поэтому, как правило, физико-механические свойства продуктивного пласта не учитывают. Исключение составляет выбор типа бурового раствора (но не во всех случаях).

Кроме ухудшения естественного состояния продуктивного пласта за счет проникновения фильтрата бурового раствора и в некоторых случаях твердой фазы на скорость бурения влияет ряд технологических факторов, определяемых буровым раствором: плотность, вязкость, показатели фильтрации, содержание и состав твердой фазы. Эти показатели могут способствовать увеличению механической скорости проходки (фильтрация) и одновременно снижать проницаемость призабойной зоны или способствовать уменьшению скорости проходки и улучшать состояние призабойной зоны. Вместе с тем основные показатели технологических свойств буровых растворов взаимосвязаны.

На рис. 2.1 представлены зависимости относительной механической скорости проходки от качественных показателей свойств бурового раствора, которые свидетельствуют о том, что эффективность работы долота ухудшается по мере увеличения плотности, количества твердой фазы, вязкости раствора и уменьшения фильтрации. Наибольшее влияние на механическую скорость проходки оказывают плотность и твердая фаза бурового раствора. Воздействие вязкости менее существенно. Отмечено также сильное влияние показателя фильтрации.

Рис. 2.1. Качественная зависимость относительной механической скорости проходки от показателей свойств бурового раствора:

1 -- вязкость; 2 -- фильтрация; 3 - содержание твердой фазы; 4 -- плотность

В бурении предъявляются повышенные требования к выбору бурового раствора, в первую очередь с позиции предупреждения осложнений и аварий, затем учитывают обеспечение наилучших условий работы породоразрушающего инструмента и, к сожалению, очень редко уделяют внимание максимальной возможности сохранения естественного состояния продуктивного объекта.

Все гидродинамические эффекты (спускоподъемные операции, промывка ствола скважины, его проработка, спуск обсадной колонны, цементирование колонн и т.д.), наблюдающиеся при бурении скважины, имеют место при ее заканчивании. Если в первом случае нас интересует безаварийная проводка скважины с минимумом затрат времени и средств, то во втором случае, т.е. при заканчивании скважины, определяющим фактором должна быть сохранность продуктивного пласта в состоянии, максимально приближенном к естественному.

Возникновение осложнений при бурении и заканчивании скважин в значительной мере зависит от изменения гидродинамических давлений. Механическая скорость проходки, состояние призабойной зоны, изменение (снижение) проницаемости продуктивного пласта, наконец, его возможный гидроразрыв с проникновением в него бурового или цементного раствора существенно определяются колебаниями гидродинамического давления, которое в отличие от гидростатического может изменяться в широких пределах.

Увеличение гидродинамического давления на стенку скважины и забой прослеживается сразу же после включения насосов, но еще до восстановления циркуляции бурового раствора его величина зависит от плавности запуска бурового насоса, предельного напряжения сдвига раствора, зазора между стенкой скважины и бурильными трубами, а также от глубины скважины.

Дополнительное давление Ар, которое определяется значением предельного напряжения сдвига бурового раствора до возобновления циркуляции, может достигать больших значений.

В соответствии с расчетами общее давление при запуске буровых насосов может быть существенным, поэтому в случае разбуривания продуктивного пласта, представленного непрочными породами, запускать насосы следует плавно, причем предельное напряжение сдвига должно быть минимально допустимым.

Достаточно глубоко изучено изменение гидродинамического

давления на стенку скважины и забой при спускоподъемных операциях (A.M. Пирвердян, М.К. Сеид-Рза и др.). Оно определяется физико-механическими свойствами раствора, скоростью спускай подъема бурильных и обсадных труб, величиной зазора кольцевого пространства, диаметрами труб и скважин, неровностями поверхностей и др.). С увеличением скорости спуска бурильного инструмента и с повышением физико-механической характеристики бурового раствора гидродинамическое давление повышается.

В зависимости от скорости движения бурильного инструмента меняется и скорость движения раствора. В период разгона (вниз) свечи возникает дополнительное гидростатическое давление.

При движении колонны труб вниз значения прироста давления достигают 50 % первоначального (для I = 1000 м, р = = 1,25 г/см⁸, т₀ = 30 МПа, первоначальной скорости спуска 1 м/с).

При отрицательном ускорении давление на стенку скважины может снижаться до значения ниже гидростатического. Эти изменения гидродинамического давления создают знакопеременные нагрузки на пласты.

Естественно, при включении насосов или в случае спускоподъемных операций рост гидродинамического давления, причем значительный, отмечается в случае образования сальника на долоте. Возникают давления, достаточные для гидроразрыва продуктивного пласта. Проработка ствола (в том числе под спуск обсадной колонны) также может быть причиной повышения гидродинамической нагрузки на продуктивный пласт при промывке, особенно если в процессе последнего рейса скважина недостаточно очищалась от шлама или происходили осыпи или обвалы стенки скважины.

Некоторые исследователи склонны обращать внимание на повышение (и понижение) давления при восстановлении циркуляции бурового раствора в начале вращения инструмента.

Значение модуля градиента гидроразрыва в более общем случае зависит от типа горной породы, степени анизотропии, пластового (норового) давления, толщины покрывающих пластов, тектонического строения в пределах данной площади, наличия и качества фильтрационной корки и, как уже отмечалось, от физико-механических свойств жидкости.

Определение градиента гидроразрыва может быть осуществлено прямым и косвенными методами. Прямой метод основан на установлении давления, необходимого для разрыва породы, и давления распространения образовавшейся трещины.

При таком методе вводом бурового раствора повышают давление в скважине до предела, при котором произойдет разрыв пласта. К этому предельному значению прибавляют значение гидростатического давления. Сумма этих значений и представляет собой искомую величину.

К косвенным (расчетным) относятся метод Хуберта и Уил-лиса, метод Мэтьюза и Келли, метод Итона, метод Кристмана.

При заканчивании скважин гидравлический разрыв часто происходит при пуске насосов, бурении, промывке, проработке, спуске бурильного инструмента, особенно когда плотность бурового раствора завышена.

Следствием гидроразрыва газового пласта (как и всякого иного) является падение гидростатического давления и поступление в скважину газа, часто с трагическим исходом.

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно -- главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Это наиболее доступный для изменения фактор -- обработка буровых (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового (и цементного) раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы. Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.

Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные факторы загрязнения пласта:

реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6,5 см², находится до 3000 пор, которые в известной степени определяют проницаемость, то становится понятным, насколько чувствительна эта поверхность к загрязнению.

Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, можно, если и не предотвратить их влияние, то хотя бы максимально снизить их негативный эффект.

Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицательно влияют на ПЗП. Влияние их идет в направлении снижения проницаемости ПЗП за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений; образования закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования норового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воду в порах и др.

Буровой раствор с высокой водоотдачей нецелесообразно использовать при освоении скважин и добыче нефти и газа, так как он снижает естественную продуктивность пласта и для ее восстановления могут потребоваться перфораторы специального типа или несколько кислотных обработок.

На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:

состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);

противодавления на пласт от столба бурового раствора;

длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;

состава цементного раствора;

глубины и плотности перфорации обсадной колонны;

длительности пребывания пласта под раствором после перфорации;

способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.

Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, соле- и ценообразования в пористой среде горных пород;

гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре норового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поро-вых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;

поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат -пластовый флюид должно быть минимальным;

водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры -- такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожалению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или не обработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта. Сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях, могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов.

Если исходить из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при условии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями. Однако в настоящее время отсутствуют технические средства, которые могли бы надежно обеспечить такие условия проводки скважин (вращающиеся превенторы, дистанционно управляемые дроссели, сепараторы бурового раствора). Поэтому на практике вынуждены вскрывать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор имеет превалирующее значение: от нее зависят все остальные процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Репрессия также является причиной изменения естественной раскрытости трещин и влияет на степень деформации пород в прискважинной зоне.

Значения давления на забое и степень его влияния на призабойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора. Несмотря на то что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3--5 мин, значения забойного давления при этом могут достигать 75--80 % полного горного давления, что иногда вызывает гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3-9 МПа.

Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть - газ - порода - остаточная вода - фильтрат и изменения структуры норового пространства породы.

На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникновения главным образом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры норового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными компонентами породы (набухание глин, химическое преобразование), так и с остаточной водой (возможность образования нерастворимых осадков).

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора и перепада давления в системе скважина -- пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это явление в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) -- фильтрат, и если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор синтетических ПАВ.

Степень загрязнения норового пространства породы-коллектора продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется наличием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть - фильтрат.

Повышение качества вскрытия продуктивных пластов следует осуществлять двумя путями:

выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;

выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта, перфорационных и других операций в скважине, при которых неизбежно его контактирование с компонентами пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:

обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;

иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать без заметных остаточных явлений последствия проникновения фильтрата в призабойную зону;

твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированнои зоны пласта при освоении. Гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры) пласта за счет образования закупоривающих тампонов на входе в трещину.

Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.

Выбор бурового раствора для вскрытия осуществляется для каждого типа пород-коллекторов, отличающихся друг от друга основными признаками и условиями залегания. Для этой цели все известные в настоящее время типы пород-коллекторов разделены на четыре классификационные категории, в каждой из которых сгруппированы породы-коллекторы, обладающие примерно одинаковой реакцией на технологические воздействия. В качестве критерия разделения пород-коллекторов на отдельные категории использованы геологические и технологические факторы, которые раскрывают условия проявления и возможность прогнозной оценки вида, интенсивности и масштаба развития процесса взаимодействия пород пласта с буровым раствором, а также последствий этого процесса.

Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах в России и за рубежом, установлено, что проникающая в призабойную зону пласта вода в

определенных условиях снижает естественную фазовую проницаемость коллектора для нефти более чем на 50 %, которая очень медленно восстанавливается или не восстанавливается совсем (табл. 2.1). На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление проницаемости керна при различных условиях находится в пределах 45-85 %. Добавка к буровому раствору применяемых различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может больше снизить естественную проницаемость коллектора. Таким образом, как показывают лабораторные исследования, проведенные в России и за рубежом, применение буровых растворов на водной основе, как правило, приводит к существенному необратимому снижению проницаемости коллекторов.

Приведенные примеры убедительно показывают, что проникновение в пласт фильтрата и бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства, в результате чего удлиняются сроки освоения скважин, снижается их производительность, уменьшается коэффициент нефтеотдачи, а на различных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и пропластки.

Восстановление проницаемости керна

Уменьшение коэффициента продуктивности

Большие осложнения возникают при вскрытии продуктивных пластов на скважинах глубиной 4000--5000 м. На большой глубине трудно регулировать давление на забое вследствие высокого пластового давления и температуры, а также периодического проникновения в буровой раствор газа. Положение усугубляется еще тем, что приходится прибегать к утяжелению бурового раствора до плотности 1,8--2,2 г/см⁸. В этих условиях, чтобы избежать возможных проявлений пласта, вскрытие его проводят при весьма большом превышении давления на забое над пластовым. Это влечет за собой разрыв пласта и уход в него больших количеств раствора, особенно при часто повторяющихся спускоподъемных операциях, когда имеет место резкое изменение гидродинамического давления на стенки скважин.

О чрезмерном превышении (в %) давления в стволе скважин в процессе вскрытия над пластовым можно судить по следующим фактическим данным. Вследствие этого глубина проникновения фильтрата в продуктивный пласт может быть весьма большой. По данным специальных исследований она составляла на нефтегазовых месторождениях Азербайджана 1,4-2,5 м, на Майкопском газокон-денсатном месторождении 0,5--3,0 м, на Самотлорском месторождении 6--37 м и т.д.

Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов.

Значения глубины зоны изменений проницаемости (ухудшенной), определенной в результате гидродинамических исследований на Речинском и Самотлорском месторождениях, приведены в табл. 2.4.

Цементирование эксплуатационной колонны может также оказывать отрицательное влияние на проницаемость призабойной зоны, особенно когда пластовое давление ниже или выше гидростатического, В первом случае происходит проникновение в пласт не только фильтрата цементного раствора, но и собственно раствора, так как при цементировании эксплуатационной колонны почти во всех случаях применяют цементный раствор плотностью 1,8--1,85 г/см⁸. Конструкция скважины в большинстве случаев подчиняется задачам успешной проходки ствола скважины, хотя и не всегда отвечает условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов при разведочном и эксплуатационном бурении, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, проведенные в России и за рубежом, показывают, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.

В процессе закачки цементного раствора в обсадную колонну и последующей его продавки в заколонное пространство до фиксации момента 'стоп' существенно изменяется гидродинамическая ситуация в скважине. В первую очередь это проявляется в эффекте изменения осевых нагрузок на обсадную колонну, а следовательно, и на продуктивный пласт, а если учесть и без того повышенное давление за счет разности плотности растворов, возможность гидроразрыва пласта становится реальностью.

Кроме предварительных работ по установлению изменения нагрузки на обсадную колонну в процессе закачки и продавки цементного раствора фиксацией роста усилия на крюке проведены более точные эксперименты. Увеличение нагрузки в процессе первой стадии работ по цементированию (затворение и прокачивание цементного раствора по всей длине колонны) составляло от 15 до 26 % исходного веса колонны, спущенной в скважину и заполненной буровым раствором.

Увеличение нагрузки находится в прямой зависимости от скорости движения по колонне прокачиваемого цементного раствора, его вязкости и динамического напряжения сдвига при определенной плотности.

Установлено, что чем длиннее обсадная колонна и меньше ее диаметр, тем больше нагрузка на колонну (12,6 % против 2,0-3,0 % при длине обсадной колонны соответственно 3096 и 1757 м); при увеличенном диаметре обсадных колонн закачивание даже значительного количества тампонажного раствора приводит к небольшому увеличению осевой нагрузки. В процессе вытеснения тампонажного раствора в кольцевое пространство осевые напряжения в трубах колонны снижаются в зависимости от конкретных условий цементирования, как правило, на 3-- 20 % максимального приращения нагрузки при закачивании раствора в колонну.

После прекращения циркуляции некоторое приращение осевой нагрузки происходит, очевидно, из-за явления седиментации, оседания твердой фазы цементного раствора, сопровождаемого водоотстоем в затрубном пространстве. Снижением значений реологических характеристик тампонажного и бурового растворов при цементировании обсадной колонны можно в значительной степени уменьшить дополнительное осевое усилие, в результате чего понижается нагрузка на продуктивный пласт.

Экспериментальные исследования с целью уточненного определения изменения осевых напряжений в трубах обсадной колонны при промывке и цементировании проводились на опытной скважине. Для создания избыточных давлений в трубном и кольцевом пространствах устье скважин было герметизировано специальной головкой. Промывка скважины и заканчивание тампонажного раствора в колонну осуществлялись це-ментировочнымми агрегатами.

Для измерения осевых нагрузок использовался силовой магнитоупругий датчик, который был установлен между двумя элеваторами, поддерживающими на устье всю подвеску насосно-компрессорных труб. Графическое изображение функциональных зависимостей представлено на рис. 2.2. Отмечено, что, когда скважина заполнена водой, увеличение осевой нагрузки на колонну больше, чем в случае, когда скважина заполнена буровым раствором. В среднем для случая, когда скважина заполнена водой, приращение нагрузки составляло от 3,8-5,7 % в переходном режиме прокачивания от структурного к ламинарному до 11 % при движении в турбулентном потоке. Когда скважина заполнена буровыми раствором, сравниваемые величины соответственно равны 1,5-6,9 % и 4,7-13,3 %.

Как показали проведенные исследования, осевая нагрузка на верхние трубы колонны при ее цементировании увеличилась с ростом значения Re' тампонажного раствора в трубах. Исключением является интервал значений Re' = 1000-5-1500, в котором нагрузка падала.

При переходе тампонажного раствора из труб в затрубное пространство значение дополнительной осевой нагрузки на ко лонну, зависящее от сил трения его о стенки труб, снижалось. Это снижение неодинаково для различных условий цементирования скважины и ее конструкции. Наиболее характерно изменение осевой нагрузки в момент окончания выхода цементного раствора из заливочных труб. В этот период отмечалось наибольшее снижение осевой нагрузки на колонну.

При одних и тех же значениях параметра Re' величина изменения осевой нагрузки на колонну тем больше, чем выше плотность вытесняемого бурового раствора. Поэтому для случаев, представленных кривыми 2 и 3, силы трения жидкостей о наружную поверхность насосно-компрессорных труб имели большую величину по сравнению с опытами, описываемыми кривой 1. При движении цементного раствора в кольцевом пространстве при значениях Re' = 1400-5-2100 отмечалось снижение сил трения жидкостей о поверхность труб колонны, объясняемое, очевидно, возникновением турбулентной вязкости в переходном режиме течения растворов. Дальнейшее увеличение значения Re' приводило к стабильному росту указанных сил.

Рис. 2.2. Изменение осевой нагрузки на подвеску 73-мм труб при различных режимах (I--V) течения тампонажного раствора:

а -- в трубах, НКТ полностью заполнены цементным раствором, кольцевое пространство заполнено: 1 -- технической водой плотностью 1,02 г/см³; 2, 3 -- буровым раствором плотностью соответственно 1,11--1,21 и 1,24--1,42 г/см³; б -- в кольцевом пространстве, НКТ полностью заполнены водой, кольцевое пространство заполнено: 1 -- цементным раствором плотностью 1,62--1,80 г/см³ и столбом воды; 2, 3 -- соответственно цементным раствором плотностью 1,64-- 1,82 и 1,67--1,90 г/см³ и глинистым раствором плотностью 1,13--1,20 и 1,28-- 1,37 г/см³

Таким образом, изменение режима течения тампонажного раствора в кольцевом пространстве скважины от структурного до турбулентного приводит к снижению осевых нагрузок на

верхние трубы колонны до 10--12 % начальной нагрузки на них перед цементированием скважин.

При проведении комплекса работ по строительству скважины ее гидравлическая система часто подвержена ударным нагрузкам от повышенного или пониженного давления гидроудара.

При остановке потока жидкости в обсадных трубах над пробкой возникает ударная волна повышенного давления, значение которого можно определить из зависимости

На практике обычно стремятся не допустить опрессовки колонны после посадки пробки и останавливают агрегаты сразу после получения сигнала о росте давления. Но даже в этом случае обсадные трубы оказываются нагруженными минимум тройным давлением гидроудара. Действительно, на головке отмечается сразу двойное давление, и, как бы быстро не был остановлен агрегат, эта ударная волна успевает отправиться вниз к забою, где дополнительно увеличивается наН_уя.

Последовательность операций, проводимых при заканчивании скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, принципиально не отличается от выполнения аналогичных работ на нефтяных месторождениях. Однако оптимальная технология вскрытия пласта имеет свои особенности. Например, при вскрытии газового пласта на Уренгойском месторождении, представленного кварцевыми песками и песчаниками с малым содержанием глинистого цемента нецелесообразно, как считают специалисты, использовать растворы на углеводородной основе (РУО) или на основе специальных химических реагентов.

На этом и некоторых других газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири экономически обосновано применение существующей технологии вскрытия продуктивного пласта с использованием бурового раствора, обработанного химическими реагентами, предотвращающими снижение естественной проницаемости пласта. В то же время, когда, применяя существующую технологию, не удается получить промышленный приток газа, необходимо искать новые типы растворов. Примером могут служить условия вскрытия продуктивного пласта на Астраханском газоконденсатном месторождении, где газовая залежь представлена коллекторами порово-трещинного типа большой мощности.

В течение нескольких лет продуктивные объекты на Астраханском месторождении вскрываются с промывкой глинистым хлоркальциевым раствором плотностью 1,75 г/см⁸. В результате существенно снижается проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта, освоение скважин затрудняется и требуется неоднократное проведение мероприятий по интенсификации притока газа. Конструкция скважин в зоне многопластовой залежи должна выбираться исходя из условия достижения максимального охвата дренированием каждого продуктивного объектам всей залежи в целом. Решить этот вопрос возможно в результате раздельного опробования каждого объекта разработки.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа, Средней Азии и других регионов свидетельствует о том, что в тех случаях, когда при вскрытии и образовании многопластовых продуктивных залежей не учитываются особенности отдельных эксплуатационных объектов, конечный коэффициент газоотдачи составляет немного более 50 %. Так, в начальный период разработки Ленинградского газоконденсатного месторождения во всех скважинах осуществлялось вскрытие всего газонасыщенного интервала единым фильтром. В результате одновременной эксплуатации сразу всех продуктивных пачек планируемый объем добычи газа и конденсата обеспечивался меньшим числом скважин. Однако за сравнительно короткий период времени произошло опережающее обводнение контурными водами второй, наиболее продуктивной пачки, обладающей наилучшими коллекторскими свойствами и наибольшими запасами газа и конденсата. Несмотря на принятые мероприятия, направленные на повышение конечной газоотдачи (бурение новых скважин с комбинированной системой вскрытия промежуточного горизонта, возврат на нижележащие продуктивные пачки и др.), коэффициент газоотдачи обводненной зоны второй продуктивной пачки составил всего 58 %.

Аналогичные условия наблюдаются при эксплуатации скважин на Майкопском и Кущевском газоконденсатных месторождениях, где текущий коэффициент газоотдачи обводнившихся продуктивных пачек составляет 0,44--0,57 и 0,79 соответственно.

Требованиям качественного вскрытия газовых пластов с коэффициентом аномальности пластового давления ниже 0,8 в большой степени удовлетворяет применение газообразных и пенных агентов для очистки скважины от выбуренной породы. В качестве газообразных агентов применяют воздух, дымовые газы от специального дымогенератора, азот, природный и углекислый газы. Несмотря на бесспорный положительный эффект, получаемый при использовании газообразных агентов и заключающийся в сохранении естественной проницаемости призабойной зоны пласта и повышении дебитов скважин, данный способ все еще не находит широкого применения на практике.

Широкому внедрению способа вскрытия пласта с продувкой препятствуют недостатки, присущие каждому газообразному агенту. Например, при использовании воздуха в стволе скважины образуются взрывоопасные смеси, приводящие к тяжелым авариям. Использование азота или углекислого газа сдерживается из-за их относительно высокой стоимости и отсутствия специального оборудования. Применение природного газа сопряжено с опасностью его возгорания и неизбежностью значительных потерь газа. И наконец, независимо от типа используемого газообразного агента сложившаяся технология имеет существенный недостаток -- не ограничивается верхний предел скорости восходящего потока газообразного агента. Это приводит к чрезмерному износу бурильной и обсадной колонн, а также к разрушению устьевого оборудования.

СевКавНИИГазом совместно с ПО 'СевКавГазпром' разработаны технология и технологическое оборудование для вскрытия газоносного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) с продувкой забоя выхлопными газами ДВС, обеспечивающими равновесие давления в систем скважина -- пласт. Использование выхлопных газов ДВС исключает образование взрывоопасной смеси в скважине, а технология предполагает регулирование скорости восходящего потока, что предупреждает износ устьевого оборудования.

Для вскрытия газоносного пласта с применением выхлопных газов ДВС необходимо следующее технологическое оборудование:

компрессорные установки с подачей 30--50 м^а/мин на рабочее давление 3,0 МПа:

устьевые вращающие герметизаторы на рабочее давление 5,0-10,0 МПа.

Для охлаждения и очистки выхлопных газов могут быть использованы аппараты воздушного охлаждения типа АВГ-П-160 РР и масловлагоотделители типа ВО-1.

Не находит широкого применения в бурении нефтяных и газовых скважин также и технология вскрытия пласта с промывкой пенами. Основными факторами, тормозящими использование пен при вскрытии продуктивных пластов с аномально низким давлением, являются:

большие затраты энергии и материалов на приготовление и разрушение пенного промывочного агента, а также на его очистку от выбуренной породы;

потребность в дополнительном специальном технологическом оборудовании;

недостаточная изученность процессов, происходящих в скважине и призабойной зоне пласта при промывке пеной.

СевКавНИИГазом разработана новая технология вскрытия пласта на истощенных газовых месторождениях промывкой скважины трехфазной пеной по замкнутой герметизированной системе циркуляции. Эта технология обеспечивает многократное использование минимально необходимого для промывки скважины объема трехфазной пены при условии высокого качества вскрытия продуктивного пласта с аномально низким давлением.

Применение данной технологии позволяет:

вскрывать пласты с давлением, равным 0,1-0,3 от гидростатического, без существенных поглощений, обеспечивая высокое качество проводимых работ;

существенно экономить энергию и материалы на процессы промывки скважины;

исключить аварийные ситуации при газопроявлениях;

не допускать загрязнения окружающей среды;

увеличить добычу газа за счет ввода в эксплуатацию новых или бездействующих скважин, в которых вскрыть пласт с промывкой глинистым раствором, водой или различными эмульсиями не представляется возможным.

Другим перспективным направлением совершенствования технологии проводки скважин и вскрытия продуктивных пластов является бурение с регулированием дифференциального давления в системе скважина -- пласт. Суть этого метода заключается в том, что процесс бурения осуществляется при так называемом сбалансированном давлении или равновесии между пластовым и гидродинамическим давлениями в скважине. Для этого изучены условия формирования залежей с АВПД и построены карты их распространения по опорным горизонтам в ряде районов страны.

Методы равновесного бурения с регулированием дифференциального давления в системе скважина - пласт базируются на оперативном контроле за пластовым давлением и на корректировке плотности бурового раствора. Появляется необходимость частых остановок (перерывов) в бурении для замера пластового давления (по значению устьевого давления) и изменения плотности бурового раствора.

В СевКавНИИГазе разработана технология вскрытия продуктивного пласта на равновесии путем регулирования дифференциального давления в условиях герметизированной системы циркуляции, что дает возможность существенно упростить технологическую схему промывки и плавно регулировать давление промывочного агента в системе.

Специфическая особенность герметизированной системы циркуляции - наличие буферного компенсатора, с помощью которого производят подачу бурового раствора от устья к приему насосов по трубопроводу под давлением параллельно открытой системе циркуляции. Это позволяет оперативно применять различные модификации технологии равновесного бурения:

бурение на равновесии -- проведение полного цикла буровых работ (спуск, подъем, бурение) прир₃ = р_тш;

бурение с избыточным давлением -- проведение полного цикла буровых работ при/?₃ > р^;

бурение с использованием двух растворов, когда равенство Рз ⁼ Ртш имеет место только при бурении, а спускоподъемные операции осуществляются после замены раствора в скважине на более тяжелый;

бурение с загерметизированным устьем, когда давление на забое скважины в статическом состоянии меньше пластового (т.е. р₃ < р_т).

При этом буровые работы осуществляются с применением комплекса герметизирующих устройств на устье скважины.

В промысловой практике имеется немало примеров, когда скважины, показавшие хорошие признаки нефтеносности в процессе бурения, после цементирования эксплуатационной колонны при освоении дают очень низкий приток из продуктивного объекта. Применение в этих условиях облегченных тампонажных растворов плотностью 1,5--1,54 г/см⁸ с пониженной фильтратоотдачей (добавки фильтроперлита 5 %) позволило при освоении обеспечить увеличение дебита в 3 раза по сравнению с дебитом скважин, цементировавшихся по старой технологии.

Тампонажные растворы, применяемые для цементирования продуктивных пластов, представляют собой сложные физико-химические системы, которые несовместимы с буровыми растворами, предшествующими их применению. Взаимодействие компонентов тампонажного раствора с остатками бурового в трещинах, порах пласта, как правило, приводит к увеличению закупоривающего эффекта и к усложнению задачи восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении и вводе скважины в эксплуатацию.

Отечественная и зарубежная практика показала, что основные способы, направленные на предотвращение отрицательных последствий цементирования колонн на свойства продуктивных объектов, следующие: снижение репрессии на пласт, уменьшение фильтратоотдачи тампонажного раствора и достижение наибольшего физико-химического соответствия фильтрата тампонажного раствора компонентам коллектора, составу пород пласта и пластовых флюидов.

Практически этого можно достигнуть осуществлением следующих мероприятий:

ограничением высоты подъема тампонажного раствора в одну ступень путем применения специальных муфт при определенной скорости подъема раствора за колонной и уменьшении показателей его структурно-механических свойств, что позволяет снизить репрессию на пласты;

снижением плотности тампонажного раствора (по всей высоте зоны цементирования или выше кровли продуктивного пласта) путем применения облегчающих добавок или аэрацией;

уменьшением фильтратоотдачи тампонажных растворов путем добавок полимеров или применения растворов на углеводородной основе, что позволяет снизить эффект закупоривания фильтрационных каналов в коллекторе вследствие гидратации его глинистых компонентов, выпадения солевых осадков и проявления поверхностных сил;

креплением продуктивного пласта без цементирования с использованием гравийных фильтров, обсадки продуктивного пласта перфорированной колонной-фильтром, (хвостовиком), цементированием с установкой пакера в кровле продуктивного пласта и закачкой тампонажного раствора за колонну через спецмуфту выше пакера и др.;

оставлением необсаженного (открытого) ствола в зоне продуктивного пласта со спуском и цементированием эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта.

Целесообразность применения того или иного мероприятия из перечисленных выше определяется геолого-физическими особенностями месторождений и устанавливается специальными исследованиями, которые требуют своего развития.

При наличии зон АНПД в разрезах скважин с целью обеспечить поднятие цементного раствора до проектной высоты используют газонаполненные тампонажные системы, полученные путем подачи воздуха компрессором или эжектором-аэратором в поток закачиваемого в скважину тампонажного раствора или с применением рецептур цементных растворов, включающих газогенерирующие реагенты.

Трехфазные газонаполненные тампонажные системы обладают низкой плотностью, повышенной блокирующей способностью за счет наличия газовой фазы при снижении нагрузок вышележащего столба вследствие 'зависания', обеспечивают поддержание внутрипорового давления на уровне 90 % от условно гидростатического, получение малопроницаемого прочного цементного камня с повышенными адгезионными связями.

Аэрированные тампонажные суспензии представляют собой устойчивую дисперсию (газа, жидкости, твердой фазы), полученную путем аэрирования тампонажного раствора, который приготовляют из портландцемента, затворенного водой. В качестве пенообразователей следует применять поверхностно-активные вещества типа неонол АФ9-12, превоцелл марок NG-10, NG-12, образующих устойчивую пену в среде тампонажного раствора.

В качестве замедлителей времени загустевания цементного раствора рекомендуется использовать НТФ и ОЭДФ. Количество замедлителя подбирается исходя из конкретных условий.

Степень аэрации (отношение объема воздуха, приведенного к нормальным условиям, к объему тампонажного раствора) выбирается из условия получения средней плотности столба тампонажного раствора, обеспечивающей подъем его до проектной глубины без осложнений. Требуемая степень аэрации достигается подбором соотношения расхода жидкой и газовой фаз в зависимости от имеющихся технических средств. Аэрацию производят компрессорами высокого давления или компрессором буровой установки в совокупности с эжектором-аэратором. До блока или к блоку манифольдов подсоединяется гидравлический активатор, а в нагнетательной линии после блока манифольдов размещают струйный диспергатор-смеситель. Подачу пенообразователя осуществляют цементировочным агрегатом через гидроактиватор к блоку манифольдов.

Основные контролируемые параметры аэрированных суспензий следующие: кратность пены, которая должна быть больше или равна 3; устойчивость (отношение объема цементного камня к объему аэрированного тампонажного раствора), которая должна быть равна 1 (100 %); растекаемость приблизительно 14 см; плотность аэрированного раствора не более 0,2 г/см⁸; время загустевания, определяемое на цементных растворах с добавками пенообразователей и других реагентов без принудительной аэрации (к полученному времени загустевания добавляют 20 мин -- поправка на замедляющий эффект аэрации).

Процесс цементирования скважин газонаполненными тампонажными материалами включает применение в качестве буферной жидкости трехфазной пенной системы с содержанием твердой фазы портландцемента. Такая система в общем удовлетворяет основному назначению буферной жидкости -- предотвращать смещение промывочной жидкости и цементного раствора.

Рекомендуемый диапазон добавок цемента для получения стабильной буферной жидкости составляет 20--35 %. Эта система имеет запас свободной жидкости, способной участвовать в формировании новой структурированной и подвижной системы с глинистой фазой промывочной жидкости и компонентами глинистой корки. Придание буферной жидкости химически активных свойств при контактировании с глинистой коркой позволяет, помимо выполнения разделительной функции, достичь эффекта разрушения глинистой корки и выноса ее части из зоны цементирования. Используют буферную жидкость объемом от 3 до 6 м⁸.

Физические особенности добываемого газа (низкая вязкость, малая плотность) обусловливают повышенную вероятность каналообразования в затрубном пространстве в период ожидания затвердения цементного раствора (ОЗЦ).

Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин определяется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и др. Поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.

В зарубежной практике опробованы различные варианты заканчивания горизонтальных скважин с использованием перфорированной потайной колонны; горизонтальный дренирующий участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно перфорированная потайная колонна частично зацементирована или оснащена внешними пакерами.

В случае одного дренирующего коллектора, который обнажается горизонтальным участком ствола скважины, и если геомеханическая характеристика пласта позволяет, неповрежденный горизонтальный ствол не цементируется, но может быть обсажен предварительно перфорированной потайной колонной. В противном случае при наличии трещин, пересекающих нескольких пластов, газовых шапок, водоносных горизонтов в проекты закладывают обычно один из следующих методов.

Использование внешних пакеров, которыми весь вскрытый ствол может быть разбит на несколько секторов, что позволяет стимулировать выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из газовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.

В случае необходимости проведения гидроразрыва хвостовик цементируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементирование (с пакерами или без них) может быть необходимо для изоляции верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который нежелательно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода). При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цементирование горизонтального участка, при гидроразрыве пласта требуется цементировать весь участок.

Вскрытие продуктивного пласта следует осуществлять с использованием специальных жидкостей, требования к которым должны быть более жесткими, чем в случае вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом скважины. Такое требование оправдывается тем, что вскрытие (образование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке, и, следовательно, загрязнение пласта тоже может быть весьма существенным (более длительным по времени).

Спуск сплошной (или потайной) колонны при сегодняшних технико-технологических возможностях сложен. Но важнейшим вопросом является ее цементирование. Поэтому наибольшее внимание должно быть уделено специальным (по всей вероятности, жестким) центраторам.

Цементирование обсадной колонны (лайнера) должно обеспечить равномерное вытеснение бурового раствора цементным из заколонного пространства. В зарубежной практике удовлетворительное цементирование колонны достигается применением стабилизаторов и жестких центраторов, в отечественной -- жестких центраторов.

Если основные технологические параметры процесса цементирования должны уточняться по мере накопления опыта применительно к различным площадям и геолого-физическим условиям, то тампонажные растворы следует подбирать конкретно к каждой скважине по известным методикам. Но общими и обязательными для всех условий должны быть седиментацион-ная устойчивость, нулевой водоотстой и низкая водоотдача. Применительно к цементированию горизонтальных стволов скважин необходимо радикально изменить требования к цементному раствору. После цементирования в горизонтальном дренажном канале не должна скапливаться вода; объем тампо-нажного раствора не должен уменьшаться (при переходе раствора в гелеобразное состояние); тампонажный раствор должен быть равноплотным по диаметру; скоплений бурового раствора в горизонтальном стволе не должно быть во избежание его обезвоживания и образования каналов при контакте с твердеющим цементным раствором -- камнем.

Однако при проведении горизонтального канала в однородном пласте жесткие требования к тампонажному раствору и технологии цементирования могут быть распространены на краевые участки; в случае фациально-неоднородного пласта, наличии трещинообразований, перемежаемости требования должны выдерживаться по всем правилам технических условий.

Необходимо применять буферные разделительные жидкости между вытесняемым буровым и вытесняющим тампонажным растворами. Объем буферной жидкости и ее характеристика должны быть такими, чтобы обеспечить вытеснение бурового раствора. Если ее применение чем-либо ограничено, то следует увеличивать объем тампонажного раствора (для тех же целей).

Важнейший этап работы -- контроль качества цементировочных работ; приборы, спускаемые в скважину, должны центрироваться (используются специальные прокладки под приборы в обсадной колонне, но их установка не должна помешать сигналу датчика).

Перфорацию обсадной колонны и цементного кольца следует производить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ.

В зарубежной практике (в 2000 г. в США 40 % нефти и газа планируется добывать с использованием горизонтальных скважин) обычно заканчивают скважины традиционным способом с использованием жидкостей глушения, которые нередко ухудшают коллекторские свойства пласта в приствольной зоне. Применяют также сбалансированное бурение. Основная цель таких операций -- защита продуктивных пластов от загрязнения скважинными жидкостями во время бурения и заканчивания скважин. Вторичная цель - предупреждение чрезмерных потерь таких жидкостей в пласт. Эта технология предполагает ряд специальных мер, которые будут рассмотрены ниже.

В США большое внимание уделяется сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Буровые растворы специально приготовляют для вскрытия продуктивного пласта, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ними.

Отсюда происходит деление специальных буровых растворов на две большие группы.

1. Жидкости, не созданные специально для заканчивания скважин, но применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия их свойств требованиям, предъявляемым к определенной операции, или вследствие доведения этих свойств до требуемого уровня специальной обработкой.

2. Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в частности, для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотдачу. Компоненты таких жидкостей растворимы в нефти, кислоте, воде либо способны биологически разлагаться (любое загрязнение в результате их применения может быть устранено). Сюда могут быть отнесены рассолы со специальной системой утяжеления или со специально подобранными наполнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин определенные функции, а также меловые эмульсии и стабильные пены.

Углеводородные растворы нашли широкое применение в практике заканчивания скважин и обеспечивают их максимальную естественную производительность. Наибольший интерес среди этих растворов представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качестве дисперсионной среды используется нефть и которые в качестве дисперсной фазы могут содержать воду. Из РНО нашли применение два различных типа растворов: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. В обращенных эмульсиях содержится 20-- 75 % воды, которая позволяет регулировать реологические и фильтрационные свойства. Для улучшения реологических и фильтрационных свойств этих растворов при бурении в условиях действия высоких температур вводятся модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу: динамическая водоотдача при Ар = 70 МПа составляет 7--10 м⁸. При обратном отмыве керна качественные эмульсионные растворы обеспечивают 90--98% -ный возврат к первоначальной скорости фильтрации.

В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % воды. Для поддержания фильтрационных и реологических свойств в этих растворах используются материалы, имеющие коллоидные размеры (окисленный на воздухе битум).

Широкие возможности для применения в области заканчивания скважин имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовятся на основе нефти, а ее стабилизация достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмульсии легко растворяются в кислоте, имеют малую водоотдачу. Они применяются при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда проводятся кислотные обработки), для разбуривания водовосприимчивых песчаников и т.д.

В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением находят широкое применение пены.

Методы вскрытия продуктивных отложения для эффективного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов должны отвечать ряду основных требований:

формировать в проницаемых стенках ствола гидроизолирующий слой, фильтрационные и прочностные характеристики которого практически исключают гидравлическую связь всех вскрываемых бурением пластов со скважиной как при положительных, так и при отрицательных забойных дифференциальных давлениях, изменяющихся в технологически допустимых пределах;

обеспечивать долговременную изоляцию непродуктивных горизонтов на стадии подготовки ствола к креплений:

создавать условия для эффективного восстановления гидравлической связи нефтегазовых пластов со скважиной на стадиях освоения и эксплуатации.

На основании изложенного можно обосновывать следующие показатели сравнительной оценки качества вскрытия продуктивных отложений:

коэффициент полной приемистости интервала продуктивных отложений;

градиент давления испытания ствола на гидромеханическую прочность;

максимальные дифференциальные забойные давления при вскрытии продуктивных отложений;

сравнительные геолого-физические характеристики и параметры пластов продуктивных отложений (толщина пластов и гидроизолирующих перемычек, пластовые давления и тем пература, удельный дебит, коэффициенты продуктивности, гидропроводности, ПЗП, скин-фактор, обводненность продукции);

5)показатели качества разобщения продуктивных горизонтов в заколонном пространстве от водоносных пластов (однородность цементного камня по плотности и сплошность по высоте, отсутствие или наличие заколонных перетоков, притока чуждых пластовых флюидов к фильтру скважины).

Указанные показатели обеспечивают получение корректных сравнительных оценок качества вскрытия продуктивных отложений на основе сопоставимости геолого-технических условий заканчивания, освоения и эксплуатации скважин и учета влияния технологических факторов на коллекторские свойства призабойной и удаленной зон нефтегазовых пластов.

В последнее время резко увеличилось число разведанных месторождений сероводородсодержащих газов и нефти. Разведанные запасы сероводородсодержащих газов на месторождениях РФ к настоящему времени по категориям А + В + С составили более 10 % общих запасов природного газа по стране. Сероводород является ценным сырьем для получения элементарной серы. В СНГ открыты месторождения, содержащие большое количество сероводорода: Астраханское газоконденсатное, а также Тенгизское и Жанажолское в Западном Казахстане. С ростом глубины бурящихся скважин расширяются перспективы открытия новых месторождений сероводородсодержащих газов и нефти.

Вместе с тем заканчивание скважин в условиях проявления сероводорода связано с большими трудностями. Сероводород может существенно нарушить процессы вскрытия пластов, крепления и освоения скважин. При этом есть опасность отравления обслуживающего персонала, возникновения взрывов и пожаров, коррозии бурильной колонны и бурового оборудования, аварий в скважине. По химической агрессивности коррозионному воздействию и токсичности сероводород является уникальным веществом, практически не имеющим в природе аналогов по комплексности своего отрицательного влияния на все окружающее.

В настоящее время нет какого-либо единого абсолютно надежного способа защиты бурового оборудования от сульфидного разрушения, поэтому при заканчивании скважин нашла применение комплексная защита, включающая нанесение покрытий, использование ингибиторов, труб и оборудования из стали и сплавов, наименее подверженных влиянию сероводорода.

Содержание сероводорода в продуктивном пласте может при его вскрытии значительно нарушить процесс бурения. Попадая в буровой раствор на водной основе, H₂S вызывает снижение его водородного показателя рН до 5--6, что влечет за собой резкое изменение свойств раствора (коагуляция, деструкция химических реагентов и т.д.). Снижение рН объясняется тем, что H₂S при растворении в воде диссоциирует и образует слабую кислоту:

H₂s ;± н⁺ + hs ;± 2Н⁺ + s²~.

В 1 л воды при температуре 20 °С и давлении 0,1 МПа растворяется 3,85 г H₂S. При повышенном давлении растворимость

резко увеличивается. Так, при давлении 20 МПа и температуре 104 °С растворимость составляет 340 г/л. Растворимость H₂S в органических растворителях значительно выше, чем в воде. В алифатических и ароматических углеводородах его растворимость составляет 5--20 г/л при 20--45 °С. Это необходимо учитывать при использовании растворов на нефтяной основе.

Лабораторные и промысловые данные показали, что при пропускании сероводорода через буровые растворы, стабилизированные УЩР, КМЦ-500, КМЦ-600, гипаном, крахмалом, значительно повышаются условная вязкость (УВ) и статическое напряжение сдвига (СНС). При этом происходит снижение рН раствора. При рН < 7 растворы находятся в пастообразном состоянии, что может привести к образованию сальников и прихватам бурильных труб.

Несмотря на актуальность вопроса о влиянии сероводорода на свойства бурового раствора, объем информации об исследованиях в этой области сравнительно невелик. Кроме того, сведения, публикуемые в отечественной и зарубежной литературе по данному вопросу, носят противоречивый характер, что не позволяет выявить закономерности взаимодействия сероводорода с глинистыми буровыми растворами и на основе этого разработать требования к материалам и реагентам для их приготовления.

В зависимости от значения рН в растворе могут присутствовать как молекулярный сероводород, так и HS~ и S²~. Молекулярный сероводород существует в кислотной среде (рН < 7), а при росте рН сероводород переходит в бисульфидное состояние; при дальнейшем увеличении рН (>9,5) бисульфид превращается в растворимый сульфид и становится относительно безвредным.

Первые признаки поступления сероводорода в буровой раствор следующие:

снижение рН и показателя тиксотропных свойств (сближение значений СНС за 1 и 10 мин -- CHCj и СНС₁₀);

увеличение показателей реологических и фильтрационных свойств;

изменение цвета раствора (раствор темнеет или приобретает темно-зеленую окраску).

Более надежным для обнаружения поступления сероводорода в буровой раствор является контроль за содержанием в нем сульфидов (качественный и количественный). Сульфиды в буровом растворе обычно обнаруживаются до вскрытия сероводо-родсодержащего пласта (примерно на расстоянии 100 м), так как сероводород вследствие диффузии может проникать в вышезалегающие пласты. Появление достаточно высокой концентрации сульфидов в буровом растворе (50--100 мг/л) служит сигналом о приближении к сероводородсодержащему пласту. Это позволяет на малоизученных площадях своевременно принимать меры по химической обработке буровых растворов при бурении скважин в условиях сероводородной агрессии.

Большинство методов качественного контроля за содержанием сульфидов основано на их разложении с последующей индикацией выделившегося сероводорода. Чаще всего в качестве индикатора применяют фильтровальную бумагу, смоченную раствором ацетата свинца. Бумага при наличии сероводорода чернеет вследствие образования сульфида свинца. Можно также применять методику с использованием 10%-ного раствора нитропруссида натрия Na₂[Fe(SN)_g-NO]-2H₂O. При наличии сероводорода раствор (в присутствии NaOH) окрашивается в фиолетовый цвет.

Методы количественного контроля и анализа основаны на следующей принципиальной схеме:

разложение в образце бурового раствора кислотой сульфидов на сероводород и соль соответствующей кислоты;

продувка пробы раствора инертным газом (азот, аргон и т.д.) и удаление сероводорода в склянку с поглотителем (твердым или жидким);

определение содержания сероводорода в поглотителе (обычно йодометрическим методом) и пересчет на весь объем раствора.

В связи со значительной химической активностью сероводорода особенное значение приобретают правила отбора проб бурового раствора. Пробу необходимо отбирать при минимальной длительности контакта раствора с воздухом во избежание окисления сероводорода. Хранить пробы необходимо в специальном герметичном сосуде, полностью заполненном. Следует избегать длительного хранения проб.

В каждой пробе раствора необходимо установить наличие:

свободного сероводорода, отдуваемого азотом добавления кислоты;

сероводорода, связанного в неустойчивые водорастворимые сульфиды щелочных и щелочно-земельных металлов (в водном компоненте раствора после добавления кислоты);

сероводорода, связанного в устойчивые, водонерастворимые сульфиды (после воздействия кислотой на твердую фазу бурового раствора).

Такая детальная оценка позволяет выяснить эффективность действия реагента-нейтрализатора; выявить необходимость дополнительной обработки нейтрализатором; учесть количество сероводорода, поглощенного буровым раствором за определенное время.

Информация, полученная при таких анализах проб бурового раствора, позволяет с большой надежностью прогнозировать химическую обработку при бурении последующих скважин на площади.

Сероводород вызывает разрушение труб и оборудования в результате электрохимической, общей коррозии и водородного охрупчивания. Современные представления о стимулирующем влиянии H₂S на электронные реакции основаны на предположении образования промежуточных соединений металл -- сероводород, ускоряющих протекание реакций. Образование нефазового хемосорбированного катализатора на поверхности металла и прочная связь атомов железа с серой приводят к ослаблению связи между атомами металла, что облегчает их ионизацию. Большое значение в процессе сероводородной коррозии имеют продукты коррозии общей формулы Fe^S,,, которые являются катодом по отношению к стали, образуя с ней гальваническую пару. Разность потенциалов этой пары достигает 0,2-- 0,4 В. Главная опасность воздействия сероводородсодержащих сред заключается в сопутствующем общей коррозии усилении наводороживания стали, приводящей к охрупчиванию металла и коррозионному растрескиванию оборудования.

Сталь теряет пластичность при содержании водорода в количестве 7--12 см⁸ на 100 г металла. Сульфидное растрескивание опасно тем, что визуально оно не обнаруживается, а разрушение происходит чаще всего неожиданно и скачком. Многочисленные исследования и практический опыт показывают, что в сероводородсодержащих средах необходимо применять мягкие, пластичные стали твердостью не более HRC-22 и прочностью, не превышающей 63-Ю⁷ Па (такие, как сталь 20, С-75, С-90 и др.). Неметаллические включения увеличивают склонность сталей к коррозионному растрескиванию, которое усиливается также при наличии сварных швов, вмятин, следов ударов.

Вследствие водородного охрупчивания стали при поломках труб характерно образование вокруг зоны основного разрыва обширной сети 'кружевообразных' трещин произвольной зоны. Это позволяет устанавливать причины поломки труб, даже если неизвестны условия, в которых произошло разрушение.

В целом отечественный и зарубежный опыт заканчивания скважин на месторождениях, содержащих сероводород, позволил выявить некоторую закономерность. В частности, при низком и среднем давлении в первую очередь происходит общая коррозия или одновременно коррозия и водородное охрупчивание: при повышенном давлении -- главным образом водородное охрупчивание труб, а общая коррозия иногда просто не успевает заметно развиться.

Таким образом, при вскрытии пластов с высоким содержанием сероводорода следует опасаться разрушения металла. Особенно опасным являются водородное расслоение и растрескивание, возникающие на отдельных участках, в то время как остальная поверхность остается неповрежденной.

Применение нейтрализаторов сероводорода. К группе реагентов-нейтрализаторов, связывающих H₂S в водорастворимые сульфиды, относятся гидроксиды щелочных и щелочноземельных металлов, а также некоторые их соли. Метод контроля за содержанием сероводорода в буровых растворах с использованием щелочных реагентов был одним из первых, примененных с этой целью в бурении, что прежде всего обусловлено доступностью указанных реагентов. Реакции их с сероводородом идут с образованием преимущественно кислых сульфидов щелочных и щелочно-земельных металлов, которые легко растворимы в воде. Нормальные сульфиды устойчивы в сильнощелочной среде. Как показала практика бурения низкотемпературных скважин, на месторождениях с невысоким содержанием H₂S (Оренбургская область, Татария) при поддержании у буровых растворов рН s 9 путем ввода кальцинированной воды практически предотвращаются прихваты бурильной колонны. Однако такой метод контроля имеет существенный недостаток, который практически лишает его самостоятельного промыслового значения. Это объясняется тем, что реакции щелочей с H₂S обратимы по своей природе. В результате установления равновесия в системе всегда присутствует свободный сероводород, содержание которого зависит от рН системы и температуры, увеличиваясь с повышением последней.

Парциальное давление сероводорода в воздухе над раствором можно выразить (при рН > 8) следующим образом:

p_H2s=4-10⁹[S_t]-10-^pH,

где S_t -- концентрация растворенных сульфидов.

В соответствии с этим уравнением для поддержания безопасного уровня парциального давления содержание H₂S ( Рн₂в^< < 2-1СГ⁴ Па) при рН = 12[S_t] должно быть не менее 5000 мг/дм⁸, при рН = 11 - менее 500 мг/дм⁸, при рН = 10[S_t] - менее 50 мг/дм⁸. При рН < 10 метод контроля за содержанием сероводорода с использованием щелочных реагентов может быть опасным даже при наличии следов водорастворимых сульфидов.

Нейтрализаторы, связывающие сероводород в водонерас-творимые сульфиды. Одним из первых карбонатов тяжелых металлов, использованных для связывания H₂S, был основной карбонат меди - CuCO₈-Cu(OH)₂. Плотность его составляет 3,5 -4,0 г/см⁸, в холодной воде он нерастворим. Основной карбонат меди дает при реакции с H₂S нерастворимый в воде и кислотах черный сульфид меди. Однако во влажном состоянии в воздухе он довольно легко окисляется до сульфата меди, растворимого в воде. Кроме того, в растворах возможно осаждение меди на бурильных трубах, и вследствие образования микрогальванопар наблюдается резкая интенсификация коррозии стали. По этим причинам основной карбонат меди не нашел широкого применения для нейтрализации сероводорода в буровых растворах.

Другой карбонат, который более успешно использован для связывания сероводорода, -- основой карбонат цинка 2ZnCO₈-3Zn(OH)₂. Содержание цинка в нем составляет 55 % , плотность - 3,8 г/см⁸. Этот нейтрализатор разработан фирмой 'Милчем' и получил товарное наименование mil-Gard. Сероводород реагирует с основным карбонатом цинка с образованием нерастворимого в воде сульфида. При температуре 25 °С для осаждения 1 моль сульфида натрия требуется 2,6 моль карбоната цинка. При увеличении температуры это соотношение изменяется, и при температуре 65 °С 1 моль карбоната цинка связывает уже 1 моль сульфида. Карбонат цинка удаляет сероводород как из кислых растворов, так и из щелочных. Цинк по активности стоит левее железа, поэтому он не является по отношению к нему анодом и не будет увеличивать скорость коррозии стали. В этом отношении основной карбонат цинка явно превосходит основной карбонат меди. Применение основного карбоната цинка наиболее эффективно при удалении небольших количеств сульфидов из буровых растворов с высоким рН, в которых скорость его реакции с сульфидами очень высока. К недостаткам этого карбоната следует отнести коагулирующее воздействие на буровые растворы (правда, в полной мере это относится не ко всем его сортам).

К карбонатам тяжелых металлов, способным связывать сероводород, относится и сидерит. Известен способ нейтрализации сероводорода путем введения в буровой раствор сидерита, который представляет собой железную руду с содержанием 66-69 % карбоната железа FeCO₈. С этой целью в буровой раствор, например глинистый с добавкой УЩР, вводят сидерит с удельной поверхностью 1500--2500 см²/г до объемной доли 5-- 40 %. В зависимости от дисперсности 1 г сидерита способен необратимо связывать в течение 1 ч от 45 до 150 мг H₂S.

Особенно следует отметить, что даже при максимальном содержании сидерита буровой раствор сохраняет приемлемые для практики бурения структурно-механические свойства, что является преимуществом данного способа нейтрализации сероводорода. Кроме того, сидерит практически не обладает ферромагнитными свойствами, усложняющими процесс бурения, и не дефицитен.

Благодаря комплексному действию сидерита как достаточно эффективного нейтрализатора сероводорода и кислоторастворимого утяжелителя при бурении скважин поддерживается постоянная готовность бурового раствора к возможному проявлению сероводорода, а при восстановлении проницаемости коллектора сидерит, находящийся в порах и трещинах пласта, растворяется кислотой.

Оксиды железа (вернее их гидраты) используются для очистки газов от сероводорода уже более 100 лет.

ВолгоградНИПИнефтью предложен реагент ЖС-7, который представляет собой тонкодисперсный порошок, состоящий из 95 % оксида железа Fe₂O₈. Это продукт утилизации отходов травления стали. Получение его основано на высокотемпературном выпаривании раствора FeCl₈ и последующей сушке образовавшегося гидроксида железа до Fe₂O₈. Образовавшийся оксид железа имеет развитую реакционную поверхность и довольно высокую поглотительную способность (не менее 0,2 м^а/Н₂8/кг-ч) при соотношении H₂S : реагент =1:1.

Однако реагент ЖС-7 имеет существенный недостаток, который ограничивает область применения его для обработки буровых растворов на водной основе, несмотря на высокую эффективность по нейтрализации сероводорода. Этот реагент содержит большое количество водорастворимых солей, вследствие чего оказывает коагулирующее воздействие на глинистые буровые растворы, особенно неингибированные. Общее содержание водорастворимых солей в реагенте ЖС-7 составляет 3-5 % (в основном -- соли трехвалентного железа). Вследствие коагулирующего влияния на глинистые растворы верхний предел фактически достигнутой концентрации ЖС-7 в пресных растворах ограничен 100 кг/м⁸. Путем дополнительной обработки реагента щелочью для 'высаживания' солей железа можно увеличить указанный предел для 300 кг/м⁸. Во многих случаях это может оказаться недостаточным для полной нейтрализации H₂S, особенно в глинистых растворах, в большей степени подверженных воздействию H₂S.

В США разработан реагент для нейтрализации H₂S, имеющий торговое название Ironite Sponge. Это синтетический оксид

железа Fe₈O₄, получаемый при контролируемом окислении железного порошка. Частицы Ironite Sponge приобретают при этом пористую структуру с чрезвычайно развитой удельной поверхностью (5--10 м²/г). Для получения этого реагента обычно применяют железный порошок, содержащий около 3,5 % углерода, что способствует образованию пористой структуры. Он подвергается окислению при относительно невысокой температуре (205--230 °С). Окисление проводят в контролируемых условиях, что способствует получению оксида Fe₈O₄ без перехода к Fe₂O₈, который химически менее активен, чем магнетит. Полученный материал подвергают дальнейшей обработке для разрушения агрегатов. В целом технология получения Ironite Sponge довольно сложна, чем и объясняется высокая его стоимость. Средний размер 98 % частиц Ironite Sponge составляет 1,5-600 мкм. Твердость этого материала по шкале Мооса около 6, а плотность 4,55 г/см⁸. Материал ферромагнитный, на чем основана методика определения концентрации его в буровых растворах. В зависимости от условий реакций (рН, температура и т.д.) Ironite Sponge может образовать с сероводородом пирит FeS₂ или сульфид железа типа FeS и элементарную серу.

Принято считать, что в кислой среде (рН < 7) этот реагент вступает в реакцию с H₂S с образованием пирита:

Fe₈O₄ + 6H₂S -» 3FeS₂ + 4Н₂О + 2Н₂ f.

В слабощелочной среде (рН = 8-5-10) реакция между Ironite Sponge и сероводородом протекает иначе:

Fe₈O₄ + 4H₂S -» 3FeS₂ + 4Н₂О + S.

При сравнении эффективности нейтрализации H₂S с использованием Ironite Sponge и коммерческого оксида железа (гематита) установлено, что данный реагент эффективнее гематита в 4--8 раз, хотя по удельной поверхности превосходит его в 15-20 раз. На эффективность действия Ironite Sponge существенно влияет скорость перемешивания, что также свидетельствует о значительном влиянии диффузии на скорость реакции. Чтобы полнее реализовать большие потенциальные возможности Ironite Sponge по нейтрализацииН₂8, необходимы соответствующие условия, которые не всегда можно создать в скважине. Обычно для эффективной нейтрализации H₂S требуется увеличение концентрации Ironite Sponge, что, естественно, влечет за собой значительное удорожание буровых работ и снижение их технико-экономических показателей. Все перечисленное с учетом больших материальных, трудовых и энергетических затрат

на получение Ironite Sponge ставит под сомнение необходимость применения этого высокоактивного поглотителя H₂S.

В б. ВНИИКРнефти был предложен утяжелитель-нейтрализатор сероводорода на основе природного оксида железа (магнетита), получивший название СНУД. Способ получения этого реагента заключается в измельчении магнетитового концентрата мокрым способом в шаровых мельницах.

При этом не только увеличивается химическая активность магнетита, но и улучшаются его качественные показатели как утяжелителя (снижается абразивность, магнитная восприимчивость, седиментационная устойчивость). Все это в целом обеспечивает СНУД значительные преимущества по сравнению с применявшимися ранее железистыми утяжелителями (табл. 2.5)

Как нейтрализатор сероводорода СНУД уступает известным реагентам (ЖС-7, Ironite Sponge, ВНИИТБ-1 - технический диоксид марганца). Однако вторая функция СНУД (утяжеление раствора) позволяет за счет высокой, реально достижимой концентрации (до 1200 кг/м⁸) не только повысить плотность до 2,0--2,2 г/см⁸, но и значительно увеличить сероводо-родно-поглотительную способность 1 м⁸ бурового раствора (до 150-180 м⁸)Н₂8.

С учетом того, насколько важна для скорости взаимодействия нейтрализаторов с H₂S скорость массопереноса в системе, очевидно, что наличие СНУД в необходимом избытке обеспечит высокую скорость нейтрализации H₂S в отличие от малых добавок высокоактивных реагентов.

Таблица 2.5

Сравнительная характеристика нейтрализаторов сероводорода

Продукты взаимодействия СНУД с H₂S (так же, как Ironite Sponge иЖС-7) - сульфиды железа с общей формулой Fe^-S,, нерастворимы в воде. В буровом растворе при попадании в него кислорода они медленно окисляются до элементарной серы и Fe(OH)₈ (последняя может снова взаимодействовать с сероводородом).

Несомненный интерес с точки зрения практического применения исследованных реагентов-нейтрализаторов представляют результаты исследования влияния состава бурового раствора на скорость реакции нейтрализации сероводорода реагентами на основе магнетита - СНУД и Ironite Sponge.

Установлено, что добавки к воде КМЦ, NaCl и глины как основных компонентов минерализованных буровых растворов, применяемых для промывки в интервалах залегания сероводородсодержащих пластов в разных производственных объединениях (Краснодарнефтегаз, Оренбурггазпром и др.), уменьшают скорость реакции СНУД с H₂S в среднем на 30-60 %. Для бурового раствора, содержащего 2 % бентонитовой глины (объемная доля), 5 % хлорида натрия и 1 % КМЦ-600 (массовая доля в пересчете на сухое вещество), остальное -- вода, уменьшение количества H₂S, поглощенного 1 м⁸ раствора (Am), по сравнению с использованием в качестве бурового раствора воды составило 45 %. Так как количественные закономерности влияния исследованных компонентов бурового раствора на его поглотительную способность установить трудно из-за сложности протекающих в нем процессов, предлагается для практических целей считать, что скорость реакции реагентов на основе магнетита с сероводородом в буровых растворах исследованного состава по сравнению с реакцией в воде уменьшается примерно на 50 %.

Важными являются и результаты сравнения скорости реакции с сероводородом реагентов СНУД и Ironite Sponge. Если в воде скорость реакции Ironite Sponge с сероводородом в 1,5-2,0 раза выше, чем реагента СНУД, то в исследованном буровом растворе она отличается незначительно. Это объясняется различием структур частиц реагентов СНУД и Ironite Sponge.

Последний состоит из частиц магнетита размером 1,5-- 6,0 мкм. Поверхность частиц Ironite Sponge развита настолько, что сама по себе реакция этого реагента с H₂S протекает почти мгновенно. Однако в воде лимитирующей стадией реакции является диффузия сероводорода на поверхности частиц реагента, причем в буровом растворе диффузия происходит еще более замедленно, и реакционные возможности Ironite Sponge используются не полностью. На скорость реакции СНУД с H₂S также влияет диффузия сероводорода. Однако благодаря меньшим размерам частиц СНУД (в среднем 3 мкм) и большему их количеству при одинаковом массовом содержании условия для диффузии H₂S несколько лучше, чем при добавлении Ironite Sponge. Вследствие этого и происходит выравнивание скорости реакции реагентов СНУД и Ironite Sponge с сероводородом в буровом растворе.

Нейтрализация H₂S водорастворимыми солями с образованием нерастворимых в воде сульфидов тяжелых металлов имеет узкую и специфическую область применения в бурении.

Во-первых, это связано с коагулирующим действием водорастворимых солей на глинистые буровые растворы и невозможностью получения достаточно высокой концентрации этих солей. Во-вторых, большинство солей реагируют с H₂S обратимо, так как образующиеся сульфиды растворимы в кислотах. Однако в некоторых районах бурения существуют специфические условия, позволяющие применять эти соли для связывания H₂S.

В частности, Уфимским нефтяным институтом была разработана технология бурения скважин в купольной части месторождения Узень. При бурении скважин в интервале глубин 60-- 130 м в третичных отложениях, сложенных в основном трещиноватыми известняками, происходит полное поглощение бурового раствора, сопровождающееся выделением сероводорода на устье скважины. Предложенная технология бурения в этих отложениях основана на химическом связывании H₂S непосредственно в пласте в целях как предотвращения выхода его в скважину, так и закупорки трещин в пласте продуктами реакции. В основу положены следующие химические реакции:

2FeCl₈ + 3H₂S - Fe₂S₈(2FeS + S) + 6HC1, CaCO₈ + 2HC1 г СаС1₂ + Н₂О + СО₂.

Бурение скважины начинают с промывки технической водой, содержащей 0,2-0,4 % FeCl₈. После вскрытия первого поглощенного пласта на глубине 60--65 м бурение продолжают без круговой циркуляции, а содержание FeCl₈ в воде поддерживают в пределах 0,1-0,2 %. С устья затрубное пространство орошают водой, содержащей 0,2-0,4 FeCl₈.

Органические реагенты-нейтрализаторы. В Уфимском нефтяном институте для связывания сероводорода был предложен реагент Т-66, относящийся к соединениям класса 1,3 -- диоксицикланам. Это легкоподвижная маслянистая жидкость от желтого до коричневого цвета со специфическим запахом. Плотность 1,03 г/см⁸, температура замерзания ниже -25 °С,

растворимость в воде до 90 %, хорошо растворяется в органических растворителях. Реагент Т-66 улучшает смазывающие и противоизносные свойства технической воды, является высокоэффективным пеногасителем. Реагент Т-66 и образующиеся при взаимодействии его с сероводородом замещенные тритианы являются ингибиторами коррозии (степень защиты -- 70--85 %). Исследования показали, что добавка до 7,5 % реагента Т-66 не оказывает отрицательного влияния на показатели качества буровых растворов. В нормальных условиях для поглощения 0,1 г/л сероводорода необходимо 2-4 г/л реагента с молярной массой 200. При увеличении температуры скорость реакции H₂S с реагентом Т-66 значительно увеличивается (в кислой среде). В среднем принято считать (для условий Астраханского газоконденсатного месторождения), что 1 г Т-66 поглощает 50 мг сероводорода.

Недостатки Т-66 следующие:

очень сильная зависимость скорости реакции от рН;

реакция протекает только в кислой среде при рН = 3*5;

отсутствие достаточно надежного способа определения концентрации Т-66 в буровом растворе;

малая поглотительная активность;

необходимость использования спецтранспорта для транспортировки Т-66, так как он выпускается в жидком виде, а для хранения -- емкостей закрытого типа, что увеличивает стоимость бурения скважин.

Однако с учетом полифункциональности Т-66 он может быть использован как вспомогательный нейтрализатор сероводорода.

В БашНИПИнефти проведены экспериментальные исследования и опробован в промысловых условиях новый сероводород -нейтрализующий реагент Сульфинан, относящийся к классу сероорганических соединений. Реагент представляет собой порошок белого цвета плотностью 1,02--1,04 г/см⁸, негорючий, нетоксичный, хорошо растворимый в воде.

В табл. 2.6 приведены данные об оптимальной концентрации исследованных реагентов для нейтрализации H₂S, концентрация которого при проведении всех опытов была практически одинаковой.

Как следует из результатов проведенных экспериментов, по нейтрализующей способности Сульфинан значительно превосходит известные реагенты.

Реагенты-окислители. К этой группе относятся перекись водорода, хроматы цинка, диоксид марганца и др.

ВНИИТБ предложен реагент для нейтрализации сероводорода ВНИИТБ-1, представляющий собой отходы производства никотиновой и аскорбиновой кислот при следующей массовой доле компонентов: 60-65 % МпО₂, 3-5 % КОН, 30-37 % влаги. Основным нейтрализующим веществом является МпО₂, а собственно реагент именуется техническим диоксидом марганца.

Таблица 2.6

Оптимальные концентрации нейтрализаторов сероводорода

В результате проведения экспериментов установлено, что после нейтрализации сероводорода рН раствора растет, что способствует устойчивости продуктов реакции (MnS) и предотвращает повторное выделение свободного сероводорода. В связи с этим отпадает необходимость дополнительного ввода в раствор реагентов для поддержания его требуемой щелочности.

Такое влияние технического диоксида марганца объясняется следующим образом. Можно предположить, что во влажной среде при избытке МпО₂ образуются манганиты (К₂МпО₂) по реакции

МпО₂ + 2КОН г К₂МпО₈ + Н₂О.

Манганиты более активны; они растворяют, окисляют и связывают H₂S. При этом с учетом амфотерности МпО₂ возможно протекание реакции нейтрализации следующим образом:

МпО₂ + 2КОН = К₂МпО₈ + Н₂О;

K₂MnO₈ + 2H₂S + Н₂О = MnS + S + 2Н₂О + 2КОН.

Таким образом, эффект повышения рН раствора обусловлен выделением КОН в осадок в процессе взаимодействия мангани-тов калия с сероводородом.

С сильным окисляющим действием МпО₂ связаны и недостатки этого реагента. Он способен увеличивать, особенно при высокой температуре (более 100 °С), термоокислительную деструкцию органических реагентов, вследствие чего в определенных случаях может значительно возрасти показатель фильтрации буровых растворов.

Многообразие разработанных реагентов-нейтрализаторов в

нашей стране и за рубежом свидетельствует, с одной стороны, о значительной потребности в хороших реагентах при ведении буровых работ, а с другой -- о недостаточном соответствии существующих реагентов требованиям технологии бурения в условиях сероводородной агрессии. Практически ни один из разработанных в настоящее время материалов не удовлетворяет в полной мере всем требованиям, предъявляемым к ним технологий и экономикой бурения.

Тампонажные цементы повышенной коррозионной стойкости. К настоящему времени в б. ВНИИКРнефти разработаны рецептуры тампонажных цементов с повышенной коррозионной стойкостью формирующегося из их растворов камня. К ним можно отнести легкий типа ЦТЛ и облегченный типов ЦТО и ЦТОК тампонажные цементы, цементы нормальной плотности типов ШПЦС, НКИ и НП (предложены совместно СевКавНИИ-газом и ДИСИ) и утяжеленный коррозионно-стойкий тампонажный цемент марок ЦТУК-120.

Тампонажные цементы ЦТД и ЦТО состоят из смеси вяжущего (используются тампонажные портландцементы для 'холодных' скважин при температуре от 15 до 50 °С, для 'горячих' скважин -- от 50 до 100 °С, песчанистый -- от 100 до 150 °С) и двух облегчающих добавок - фильтровального перлита и шлифовальной пыли, полученной после шлифовки асбестсо-держащих резинотехнических изделий.

Основной облегчающей добавкой является фильтровальный перлит (на его поверхности связывается большое количество воды). Шлифовальная пыль выполняет роль облегчающе-стабилизирующей (отвержденные полимеры низкой плотности и волокна асбеста) добавки, которая отличается химической стойкостью и гидрофобностью (в ее состав входит полиэтилси-локсановая жидкость), за счет чего и повышается коррозионная стойкость камня из ЦТЛ и ЦТО.

Плотность тампонажного раствора из ЦТЛ -- 1,3 г/см⁸ (В/Ц = 1,4), из ЦТО различных марок - 1,4, 1,5 г/см⁸ и 1,6 г/см⁸ (В/Ц = 1,2-5-0,8). Предел прочности цементного камня при изгибе а_изг через 48 ч твердения при температуре 75 °С составляет 1,6-3,2 МПа, при температуре 22 °С равен 0,4-1,4МПа.

Облегченный тампонажный цемент повышенной коррозионной стойкости типа ЦТОК состоит из вяжущего (в зависимости от температуры применения используют алинитовый цемент, тампонажные портландцементы, ШПЦС) и облегчающей добавки - керогена. Кероген - органоминеральная тонкомолотая добавка низкой плотности (не более 1,25 г/см⁸), гидрофобная,

химическая стойкая. При сравнительно небольшом В/Ц, равном 0,70-0,55, плотность раствора из ЦТОК разных марок составляет 1,4; 1,5 и 1,6 г/см⁸; значение а_изг через 48 ч твердения при температуре 75 °С составляет 1,9-4,3 МПа, при температуре 22 °С равно 0,7-1,6 МПа.

Повышенная коррозионная стойкость камня из ЦТ Л, ЦТО и ЦТОК достигается благодаря тому, что в его структуре имеются химически стойкие частицы (шлифовальная пыль, кероген), обеспечивающие гидрофобность норового пространства камня. Кроме того, камень из ЦТОК имеет меньшую пористость, что в целом затрудняет фильтрацию, агрессивность флюидов и замедляет его разрушение.

Тампонажный цемент типа ЦТОК приготавливают как в местах потребления (дозируют вяжущие и кероген, поставляемые в мешках), так и централизованно на механизированных складах или заводах.

Тампонажный шлакопесчаный цемент типа ШПЦС, выпускаемый Константиновским заводом утяжелителей, состоит из доменного основного шлака и кварцевого песка, измельченных совместно, и тампонажного портландцемента (только для марки ШПЦС-120). Плотность тампонажного раствора при В/Ц = = 0,43-5-0,45 составляет 1,790 ± 0,3 г/см⁸, температура применения ШПЦС - от 100 до 250 °С. После 24 ч твердения при температуре 120 и 200 °С а_изг составляет соответственно 4,0-6,0 и 5,0-7,6 МПа.

Тампонажные сероводородостойкие цементы НКИ и НП выпускаются Днепродзержинским цементным заводом. Цементы НКИ получают при совместном помоле никелевого шлака, портландцементного клинкера и известняка, а НП -- никелевого шлака и кварцевого песка. Температурный диапазон применения НКИ от 90 до 150 °С, НП от 120 до 200 °С. По физико-механическим свойствам раствора и камня эти цементы аналогичны ШПЦС.

Утяжеленный коррозионно-стойкий тампонажный цемент марки ЦТУК-120 выпускается Константиновским заводом утяжелителей. ЦТУК-120 получают при совместном помоле доменного основного шлака, кварцевого песка и гидрофобизи-рующей добавки -- парафина. Для получения необходимой плотности тампонажного раствора (2,05-2,15 и 2,16-2,3 г/см⁸) цемент смешивают с утяжеляющей коррозионно-стойкой добавкой - баритом; В/Ц = 0,3 + 0,33. Температура применения ЦТУК-120 от 80 до 150 °С. После 24 ч твердения при температуре 120 °С а_изг = 4,5-5-2,7 МПа. ЦТУК-120 так же, как и тампо-нажные цементы типов ШПЦС, НКИ и НП, характеризуется повышенной коррозионной стойкостью формирующегося камня благодаря образованию при гидратации цемента гидросиликатов, отличающихся высокой стойкостью при контакте с агрессивными флюидами.

Следует отметить, что тампонажные цементы (ЦТЛ, ЦТО, ЦТОК и ЦТУК-120) с гидрофобной добавкой (шлифовальная пыль, кероген, парафин) отличаются также в 2-4 раза большим сроком хранения по сравнению с аналогичными цементами.

Итак, многообразие реагентов-поглотителей сероводорода в нашей стране и за рубежом свидетельствует не только о значительной потребности в них, но и о недостаточном соответствии их требованиям, предъявляемым технологией и экономикой буровых работ.

Однако разработка новых реагентов с высокой химической активностью по отношению к сероводороду и хорошей совместимостью с буровыми растворами, образующих стабильные продукты при взаимодействии с H₂S и имеющих достаточно широкую сырьевую базу и недорогостоящих, на ближайший период, по-видимому, не является реальной задачей. Поэтому основное внимание научных работников и производственников должно быть сосредоточено на более рациональном использовании имеющихся реагентов и создании рецептур эффективных буровых растворов для бурения скважин в условиях сероводородной агрессии.

Составление проектов на бурение скважин

Основные документы на строительство скважин

Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.

В зависимости от назначения скважин на их строительство составляют либо индивидуальные, либо групповые проекты. По индивидуальным проектам ведется строительство опорных, параметрических, специального назначения и первых трех разведочных скважин на каждой площади. Строительство же последующих разведочных, а также эксплуатационных и нагнетательных скважин может осуществляться как по индивидуальным, так и но групповым (т. е. составляемым для группы скважин) техническим проектам. Групповой проект составляют в том случае, если на данной площади предстоит пробурить группу скважин, характеризующихся следующими одинаковыми признаками: цель бурения (например, эксплуатационное); проектная глубина (в одну группу объединяют скважины, глубины которых отличаются от средней в ту или иную сторону не более чем на 250 м); конструкция; горно-геологические условия бурения; способ бурения; вид бурения (одиночные скважины либо кусты скважин); местоположение площадки заложения (на суше, на отдельном морском основании и т. п.).

Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании плановых заданий, выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведении об административном расположении площади; номер скважин, коюрые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения; категорию скважин; проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических, лабораторных и специальных исследований; диаметре эксплуатационной колонны; объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.

Технический проект состоит из 18 разделов и нескольких приложений к нему.

В 1-й раздел вводят сводные технико-экономические данные: название площади и номера скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения; проектный горизонт; проектная глубина; вид скважины (вертикальная, наклонная и т. I.); величина и азимут смещения забоя относительно устья; категория скважины; ее конструкция; металлоемкость конструкции в кг/м; способ бурения; вид энергопривода; типы буровой установки и установки для испытания скважины; продолжительность цикла строительства скважины; проектная коммерческая скорость бурения; сметная стоимость скважины.

Во 2-м разделе перечислены документы, послужившие основанием для разработки проекта.

В 3-;; раздел входят общие сведения о районе буровых работ и строительной площадке: административное положение, климатические условия, наибольшая глубина промерзания грунта, продолжительность отопительного сезоне, рельеф и состояние местности, характеристика грунта, толщина снежного покрова и почвенного слоя, размеры отводимых во временное пользование УБР земельных участков, источники водо- и энергоснабжения, местных стройматериалов и др.

В 4-й раздел, который составляет геологическую часть проекта, включена информация о стратиграфии разреза скважины, литологическом и петрографическом составе, механических и абразивных свойствах пород, газонефтеводоносности разреза; об ожидаемых градиентах пластовых, поровых, геостатических давлений, давлений разрыва пород, о геостатических температурах; о характере и интервалах возможных осложнений при бурении, о рекомендуемых величинах репрессии при вскрытии и депрессии при испытании каждого перспективного на нефть и газ пласта. В этом же разделе дано обоснование объема тех исследований, которые должны быть выполнены в проектной скважине.

Разделы с 5-го но 10-й включительно составляют технологическую часть проекта. При разработке этих разделов учитывают состояние технологии, техники и организации производства в данном буровом предприятии, достижения передовых коллективов, отраслевые нормы, а также местные нормы, утвержденные для данного предприятия. В проекте должны быть разработаны мероприятия по совершенствованию технологии и организации производства, внедрению новой техники и научных достижений, опыта передовых буровых бригад.

Пятый раздел содержит обоснование выбора конструкции проектной скважины, а так же полные характеристики конструкций всех обсадных колонн по результатам расчетов, выполненных в 9-м разделе. Шестой раздел содержит обоснование выбора профиля скважины, расчет его и полную характеристику. Седьмой раздел посвящен обоснованию выбора состава и свойств промывочной жидкости для бурения различных интервалов скважины; разработке рецептур химической обработки; расчету потребности в материалах и реагентах для приготовления, утяжеления, обработки промывочных жидкостей, а также выбору оборудования для приготовления, очистки, дегазации и обработки этих жидкостей. Восьмой раздел посвящен обоснованию выбора способов бурения разных интервалов скважины, типоразмеров буровых долот и забойных двигателей, разработке режимов бурения, расчету компоновки низа бурильной колонны, обеспечивающей соблюдение выбранного в 6-м разделе профиля скважины, выбору средств для контроля положения ствола скважины в пространстве, расчету бурильной колонны на прочность и -- при роторном бурении-- на выносливость, гидравлическим расчетам промывки скважины и режимов работы буровых насосов, а также выбору схемы оснастки талевой системы. Девятый раздел посвящен вопросам технологии и техники крепления скважины: расчетам обсадных колонн на прочность, необходимых усилий натяжения колонн при обвязке устья, рабочих режимов спуска каждой колонны; обоснованию размещения элементов технологической оснастки по длине колонны; выбору способов и расчету давлений опрессовки обсадных колонн; выбору способов цементирования и рецептур тампонажных и буферных жидкостей; расчету цементирования; выбору цементировочной техники, способов контроля качества цементирования; выбору колонных головок и противовыбросового оборудования.

Содержание 10-го раздела составляют вопросы вскрытия газонефтяных пластов и испытания скважины на продуктивность: обоснование выбора способа первичного вскрытия продуктивных пластов; выбор аппаратуры для опробования перспективных объектов в процессе бурения, режимов опробования, расчет продолжительности работ по опробованию; выбор способа вторичного вскрытия и жидкости для заполнения эксплуатационной колонны в этот период, способа создания депрессии для вызова притока из пласта; выбор и расчет колонн НКТ; выбор оборудования для испытания скважины, расчет режимов и продолжительности испытания; обоснование необходимости стимулирующего воздействия на испытуемые объекты и другие вопросы.

Последующие шесть разделов проекта посвящены обоснованию сроков проведения дефектоскопии и опрессовки бурильных труб и оборудования, режима работы насосных агрегатов или опрессовке и расчету общего объема этих работ (раздел 11V.) расчету числа вызовов специальных машин и насосных агрегатов, количества использованных машин и агрегатов и продолжительности их работы (раздел 12); выбору схем транспортировки грузов и буровых вахт и расчету общего объема транспортных работ (раздел 13); разработке мероприятий и выбору технических средств для охраны окружающей среды (раздел 14); выбору средств механизации трудоемких работ, средств контроля процесса бурения и диспетчеризации на буровой (раздел 15); вопросам техники безопасности, промышленной санитарии и противопожарной техники (раздел 16).

Раздел 17 составляет строительно-монтажную часть проекта. В него включены расчет объема подготовительных работ к строительству скважины (рубка и корчевка леса, прокладка подъездного пути, планировка площадки, рытье траншей и котлованов, сооружение трубопроводов, линий электропередачи и телефонной i-вяш и т. п.); обоснование выбора источников водоснабжения; перечень проектируемых сооружений для этой цели с указанием мощности необходимого оборудования.

В том же разделе выбирают комплект буровой установки и дополнительное оборудование, необходимое для строительства проектируемой скважины, но не входящее в выбранный комплект, а также котельное оборудование, если оно требуется для обогрева буровой в холодное время года; составляют спецификацию всего оборудования; разрабатывают вопросы строительства вышки, привышечных и других сооружений, монтажа оборудования; рассчитывают необходимые затраты времени на строительно-монтажные и -- отдельно -- на подготовительные к строительству работы; разрабатывают мероприятия по рекультивации земель по окончании бурения и испытания скважины.

Последний раздел проекта содержит список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, использованных при принятии проектных решений.

К техническому проекту прилагают геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважин по основным этапам, схему расположения бурового оборудования и привышечных сооружений при бурении и испытании, схемы обвязки устья при бурении и при испытании, нормы расхода долот, инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей и документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств.

Продолжительность строительства скважины рассчитывают, используя такие нормативные справочники, как «Единые нормы nneveiui на строительно монтажные работы в бурении», «Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые», «Единые нормы времени на бурение разведочных структурно-поисковых и картировочных скважин», а также утвержденные местные нормы продолжительности механического бурения 1 м и нормы проходки на одно долото.

Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчетов бурового предприятия с заказчиком.

Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:

Раздел 1. Подготовительные работы к строительству скважины.

Раздел 2. Строительство и разборка (или передвижка) вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.

Раздел 3. Бурение и крепление скважины.

Раздел 4. Испытание скважины на продуктивность (или освоение нагнетательной скважины).

В виде отдельных статей (сверх упомянутых разделов) в смету включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические работы, накладные расходы, плановые накопления '(прибыль), дополнительные затраты (надбавка за работу па Севере и в приравненных к нему районах, полевое довольствие и др.).К смете прикладывают шесть сметных расчетов, в которых определена стоимость основных этапов работ, и обоснования дополнительных затрат, которые не учтены в основных ее разделах. Для составления сметы используют материалы технического проекта, «Справочник укрупненных сметных норм (СУСН) на строительство нефтяных и газовых скважин». «Прейскурант порайонных расценок (ППР) на строительство нефтяных и газовых скважин», прейскуранты оптовых цен на материалы и оборудование, транспортные тарифы, нормы накладных расходов и плановых накоплений, другие нормативные документы, а также районные тарифы на местные строительные материалы и услуги. При разработке новых технических проектов п смет к ним учитывают опыт, накопленный при строительстве предыдущих скважин, закладывают более прогрессивные технологические решения, предусматривают применение более совершенных оборудования и инструмента с целью сокращения срока строительства и снижения его стоимости. Буровая бригада перед началом строительства скважины получает три основных документа: геолого-технический наряд, инструктивно-технологическую карту и наряд на производство буровых работ. Геолого-технический наряд (ГТН) -- это оперативный план работы буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта.

Рис. I.I. Технологический график бурения скважины:

1 - по норме: 2 - по инструктивно-технологической карте; 3 -- по фактическим данным,

Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы буровой бригады.

Вторую, основную, часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты участок скважины между глубинами спуска двух смежных обсадных колонн обычно разбивают на несколько нормативных пачек; в карте перечисляют последовательно все виды работ*, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки; указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам; рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины.

Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т. п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.

В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.

Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом выполнения рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины (рис. 17.1). На график наносят две кривые: одна (кривая 1) характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая (кривая 2) -- процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. Сопоставляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины к сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.

Технико-экономические показатели бурового предприятия

Технико-экономические показатели в общем характеризуют достигнутый уровень производства, а применительно к отдельной производственной буровой организации или к отдельному производственному коллективу (УБР, буровая бригада и т.п.) позволяют оценить организацию производства, уровень производительности труда и технического оснащения, экономическую эффективность финансовых, трудовых и материальных затрат при строительстве скважин.

Технико-экономические показатели работы бурового предприятия или отдельного его подразделения (например, буровой бригады) подразделяются на проектные и фактические. Проектные показатели устанавливаются буровому предприятию на основе анализа достигнутого уровня работы в предшествующий период и потребности производства, т.е. в зависимости от потребностей нефтегазодобывающего предприятия в выполнении его задач.

Фактические показатели буровых работ за отчетный промежуток времени (месяц, декада, сутки) определяют на основании обработки первичных документов, которые заполняю! непосредственно на буровой по итогам работы (вахты) смены или буровой бригады за сутки. Основные первичные документы -- буровой журнал, диаграмма индикатора веса и суточный буровой рапорт.

Буровой журнал заполняется бурильщиками повахтенно и содержит подробное описание в хронологической последовательности всех работ, выполненных буровой вахтой с указанием затрат времени. В журнале отмечают глубину скважины к началу и концу смены, конструкцию бурильной колонны (число свечей в колонне, общую длину и число УБТ и т.п.), состояние ствола скважины на момент передачи вахты, указывают осложнения в процессе бурения, принятые меры по борьбе с ними, расход материалов, и т.п.

Круговая диаграмма индикатора веса автоматически записывается прибором на протяжении суток (24 ч). Она фиксирует изменение нагрузки на крюке по усилию натяжения в неподвижном конце талевого каната и позволяет документально проследить за распределением рабочего времени на протяжении суток на проходку ствола скважины (чистое время бурения), спускоподъемные операции, наращивание инструмента, дохождение до забоя, простои в работе и т.д. Диаграмма дает возможность проконтролировать работу буровой бригады.

Суточный буровой рапорт составляет буровой мастер на основании записей в буровом журнале и диаграммы индикатора веса. Он содержит краткую характеристику выполненных работ, сведения об объеме работ (в м), затратах рабочего времени и материалов на отдельные работы. Буровому мастеру для оформления суточного рапорта предлагают специальную форму, облегчающую последующую машинную обработку и обобщение поступивших сведений.

Суточный буровой рапорт вместе с диаграммой индикатора веса буровой мастер направляет непосредственно в РИТС, где его используют для контроля за ходом работ на скважине и составления оперативной сводки по участку, которую передают в УБР.

При текущем анализе все календарное время строительства скважины подразделяется по следующим видам работ; строительно-монтажные и демонтажные работы; подготовительные работы к бурению; бурение и крепление скважины; испытание скважины.

Распределение календарного времени в цикле строительства скважины по отдельным видам работ, процессам и операциям называется балансом времени бурения. По структуре баланса времени бурения можно судить о хорошей или плохой организации труда в бурении. В балансе наибольший удельный вес затрат времени приходится на работы по бурению и креплению ствола скважины.

Время на бурение Т₆ и крепление Т_кр скважин входит в состав производительного времени

Т_ар = Т₆ + Г_кр + Г_осд + Г_рг (15.1)

^гА^е Т_жл -- затраты времени на ликвидацию осложнений; Г_р -- затраты времени на предусмотренные планово-предупредительные ремонты.

Непроизводительное время складывается из времени Г_ав, затраченного на ликвидацию аварий, и времени Г_п, потерянного из-за простоев по организационным причинам:

Т_иар = Г_ав + Г_п. (15.2)

Темпы строительства скважин могут характеризоваться различными показателями скоростей бурения: механической, рейсовой, технической, коммерческой и цикловой.

Механическая и рейсовая скорости были рассмотрены выше (см. разд. 6).

Техническая, коммерческая и цикловая скорости бурения (в м/ст.-мес) исчисляются на станко-месяц, имеющий среднюю продолжительность 30 дней, или 720 ч.

Техническую скорость рассчитывают с учетом только производительного времени; она характеризует темп выполнения основных процессов и операций при бурении скважин:

v_T = 720 Н/Г_пр, (15.3)

где Н -- общая проходка, м, за какой-либо календарный период, за который выделено производительное время Т_пр, ч.

Коммерческую скорость определяют с учетом не только производительных затрат, но и непроизводительных потерь рабочего времени. Она отражает влияние непроизводительных затрат времени на снижение темпов буровых работ.

v_K = 720Н/(Г_пр + Г_нпр), (15.4)

где Г_нпр - суммарные потери рабочего времени, ч, вследствие аварий и организационных простоев за календарный период, в течение которого проходка составила Н.

Кроме фактической коммерческой скорости, рассчитанной по формуле (15.4), на производстве испочьзуют показатели нормативной и плановой коммерческих скоростей. Нормативная коммерческая скорость учитывает только нормативные затраты времени на бурение и крепление скважины и проведение плановых ремонтов. Плановая коммерческая скорость учитывает специфику выполнения буровых работ и возникающие при этом осложнения.

Цикловую скорость бурения рассчитывают после завершения всех работ, выполненных при строительстве скважины, с учетом всей продолжительности цикла строительства, включая подготовительно-заключительные и монтажно-демонтажные работы:

v₄ = 720Н_скв/Г_ц, (15.5)

где Н_скв -- полная глубина скважины, м; Г_ц -- продолжительность цикла строительства скважин, ч.

Цикловая скорость отражает уровень организации буровых работ и технического оснащения в сумме по всем этапам строительства скважин.

Ежемесячно по буровому предприятию представляют показатели, характеризующие его работу по строительству скважин. Среди них выделяются следующие: суммарная проходка по всем скважинам за прошедший месяц; число станко-месяцев, отработанных всеми буровыми бригадами за отчетный период; средняя коммерческая скорость бурения по буровому предприятию, количество скважин, законченных в прошедшем месяце и подготовленных к передаче НГДУ или к консервации; число скважин, забуренных в прошедшем месяце; показатели использования буровых установок.

Из указанных выше показателей наиболее важно число законченных и сданных в эксплуатацию скважин. Оно соответствует показателю готовой продукции в' промышленности, но вместе с тем в явной форме не выражает объема выполненных буровых работ и их трудоемкости, так как скважины могут иметь различную глубину и проходиться в разных горно-геологических условиях. В связи с этим вводят показатели суммарной проходки и коммерческой скорости. Суммарную проходку приводят с разбивкой по глубинам скважин.

Наиболее обобщенно объем буровых работ характеризуется их сметной стоимостью, которая оценивает весь комплекс операций и процессов по строительству скважины.

Большое значение в работе бурового предприятия имеет не только обеспечение высокопроизводительным буровым оборудованием, но и эффективное его использование. Степень использования имеющегося парка буровых установок принято оценивать по следующим показателям:

проходка в исчислении на одну действующую установку (в м)

Н_уд = Н/Л/_д; (15.6)

Шва проходка в исчислении на одну числящуюся установку (вм)

Н„ = H/N,;

коэффициент оборачиваемости буровой установки, показывающий относительное превышение численности буровых установок над количеством установок, необходимых для выполнения полезной работы,

время пребывания установки в резерве; Г_под - полезное время работы буровой установки, включающее затраты времени на подготовку к бурению, бурение, крепление и испытание скважины;

коэффициент экстенсивного использования буровых установок, численно равный удельному весу времени полезной работы буровой установки в продолжительности ее задалживания в целом на строительстве скважины,

К = Т_пШ/Т_ц; (15.9)

коэффициент интенсивного использования буровых установок, показывающий степень реализации в строительстве скважин потенциальных возможностей оборудования,

Наиболее важный экономический показатель эффективности проводимых буровых работ - себестоимость бурения.

Под себестоимостью понимается сумма всех производственных денежных затрат при выполнении рассматриваемого объема работ. Себестоимость буровых работ может рассчитываться на всю скважину и на 1 м протяженности ствола скважины. В случае анализа и сопоставления эффективности работы отдельных буровых бригад более правильно использовать удельный показатель себестоимости, т.е. себестоимость бурения 1 м скважины.

Обычно различают себестоимость бурения сметную, т.е. вычисленную по смете, составленной на основании проекта строительства скважины, и фактическую, подсчитанную по суммарным фактическим затратам на строительство скважины. Фактическая себестоимость зависит от конкретных горно-геологических условий, правильности разработки технологии бурения, организации работ и квалификации обслуживающего персонала.

Структура себестоимости строительства скважины представляет отношение отдельных производственных затрат к полному их итогу, иными словами, удельный вес отдельных затрат (в %) в общей их сумме. Все составляющие себестоимости можно подразделить на две группы: затраты, зависящие от продолжительности буровых работ, и затраты, не зависящие от их продолжительности.

От продолжительности буровых работ зависят затраты на содержание бурового оборудования, в том числе выплаты амортизационных отчислений, расход бурильных труб, бурового раствора, электроэнергии, ГСМ, оплата проката турбо- и электробуров, а также некоторая зарплата обслуживающего персонала.

Не связаны с продолжительностью буровых работ такие затраты, как стоимость использования породоразрушающего инструмента, обсадных труб, материалов для приготовления тампонажного раствора, транспорт обсадных труб, тампонажных материалов, породоразрушающего инструмента, обустройства буровой площадки, мероприятий по рекультивации грунтов в пределах буровой площадки и др.

Структура себестоимости бурения в значительной степени зависит от глубины скважины. С развитием техники и ростом технической оснащенности буровых работ происходит изменение структуры себестоимости, в ней все больший удельный вес приобретают затраты по эксплуатации оборудования, а доля заработной платы снижается. С ростом производительности труда себестоимость строительства скважины имеет тенденцию к снижению.

Эффективность работы буровой бригады оценивается по выполнению нормативных и проектных заданий с учетом отклонений фактического разреза от проектного и нарушений в организации производства (недостаточное снабжение, поставка некачественного инструмента и т.п.).

Систематический контроль и анализ показателей работы бурового предприятия позволяют выявлять причины отставания и изыскивать пути и направления дальнейшего совершенствования производства. Для повышения эффективности буровых работ, улучшения их основных показателей необходимо добиваться сокращения затрат времени на вспомогательные операции (экстенсивный путь) и одновременно увеличения механических скоростей проходки (интенсивный путь). Можно отметить следующие основные направления совершенствования бурового процесса:

применение более стойкого породоразрушающего инструмента, позволяющего существенно повысить проходку за рейс и соответственно сократить затраты времени на спускоподъемные операции;

дальнейшее совершенствование технологии бурения, позволяющее добиться роста эффективности использования породоразрушающего инструмента новой конструкции;

внедрение автоматических средств для интенсификации спускоподъемных операций,

сокращение и ликвидация аварий в бурении и организационных простоев, т.е. сведение к минимуму и искоренение непроизводительных потерь рабочего времени;

повышение оперативности в управлении процессом бурения на базе внедрения новейших измерительных систем комплексного контроля процесса бурения, в том числе телеметрических систем контроля забойных параметров;

совершенствование бурового оборудования с целью повышения его надежности и монтажеснособности.

Можно было бы укачать и на некоторые другие направления, но общая техническая эволюция производства и достижения науки в области бурения могут, по-видимому, в недалеком будущем дать такой толчок в развитии новых способов бурения, который в настоящее время даже трудно предвидеть.

Диспетчерская служба в бурении (ЦИДС и РИДС)

Члены буровой бригады в соответствии с графиком выполняют планово-предупредительный ремонт бурового оборудования и ежесменно смазывают механизмы и узлы буровой установки. Чрезвычайно важно квалифицированно, качественно и в срок решать вопросы снабжения буровой необходимыми материалами и запасными частями, а также вопросы социальной сферы (организация отдыха, быта и питания рабочих). Оперативное управление технологическим процессом сооружения скважин значительно повышается при использовании диспетчерской службы. Наличие радиосвязи с буровыми бригадами делает диспетчерскую службу весьма оперативной системой управления.

Диспетчерская система позволяет выяснить состояние буровых работ, обеспеченность материальными ресурсами, оперативно контролировать выполнение основных плановых показателей, перераспределять материально-технические ресурсы в случае возможных осложнений, аварий, простоев и оказывать при необходимости квалифицированную помощь буровым бригадам.

Трубная база

Наличие различного ассортимента трубной продукции позволяет выполнять буровые работы в установленные сроки без задержек, связанных с отсутствием необходимых материалов. Кубинская база по восстановлению б/у трубы работает с 2001 года. Качественные изменения начались в 2005 году, когда трубное производство стало одним из направлений деятельности компании 'АГ-Т'. Это значительные инвестиции в производственную базу, приток оборотных средств, качественный менеджмент (хозяин бизнеса имеет степень MBA) и квалифицированные рабочие. В 2006 г. мы победили в конкурсе по управлению ЖКХ в г. Чехов-7 Московской обл. Теперь на рынке б/у трубы мы можем выступать и в качестве конечного потребителя. В настоящее время производственная база включает в себя оборудованные складские площадки 40 тыс. кв.м. для хранения около 1000 тонн трубы, теплый цех с кран-балкой, механизированной дробеструйной линией и другим оборудованием для качественной обработки б/у трубы. На сегодняшний день производственная мощность составляет 250 тонн трубы в месяц при односменной работе в одну бригаду. В сезон мощность увеличивается за счет привлечения дополнительной рабочей силы. Мы делаем полный цикл восстановления б/у трубы: очистку от изоляции, внутреннюю и наружную пескоструйную (дробеструйную) очистку, нарезку заводских фасок. Мы можем изготовить 'заводскую' (механическую) фаску на любой трубе. На трубах небольшого диаметра (до 325 мм) фаску нарезаем на токарном станке Д 500. Для труб 530 (630) и 1020 (920) диаметра имеются механические труборезы кольцевого типа (подробности на страницах сайта 'Труба 530' и 'Труба 1020'). Есть импортные фрезерные аппараты на любой диаметр. В 2005 году приобрели современный высокопроизводительный труборез с немецким воздушно-плазменным резаком и новый компрессор. Качество плазменной фаски очень высокое (с 'Орбитой' не сравнить). Механизированная линия дробеструйной очистки позволяет нам сократить ручной труд и обеспечивает высокое качество очистки наружной поверхности трубы. Погрузо-разгрузочные работы осуществляем автокраном и двумя мощными специально переоборудованными львовскими погрузчиками. Погрузка-выгрузка на складе бесплатная. Современное оборудование и квалифицированный персонал дают компании АГ-Трейд конкурентное преимущество в секторе качественно восстановленной б/у трубы. Основная наша продукция не только не отличается от лежалой трубы, но и часто превосходит последнюю по качеству. Состояние восстановленной нами трубы сравнимо с новой, а цена вдвое-втрое ниже. Высокое качество достигается путем приобретения дорогого сырья и тщательного подхода к его обработке. Основные требования к демонтированной б/у трубе: отсутствие отклонений по геометрии, поверхностных дефектов, раковин, вмятин и т.п. Трубу с дефектами, выявленными после обработки, отбраковываем и продаем по очень низким ценам. С 2006 года решено специализироваться на трубах 530 и 1020 диаметра с целью максимальной загрузки дорогостоящего спецоборудования..

Турбинный цех, цех по ремонту электробуров

Выполняет капитальные и узловые ремонты паровых турбин мощностью до 800 МВт. Помимо капитальных ремонтов турбин, цехом выполнено более 40 модернизаций и реконструкций турбин. Основные из них:

· организация дополнительных производственных и отопительных отборов;

· перевод конденсационных и теплофикационных турбин на противодавление;

· увеличение расхода пара в регулируемые отборы;

· реконструкция опорных и упорных подшипников с целью снижения температуры баббита и увеличения надежности работы;

· реконструкция системы обогрева фланцев и шпилек с подачей пара в обнизку разъема цилиндра турбины;

· реконструкция надбандажных уплотнений с переводом их на осерадиальные;

· перевод торцевых уплотнений вала генератора на радиальные;

· реконструкция роторов турбин с заменой насадных дисков и переводом осевых шпонок дисков на торцевые;

· комплекс работ по нормализации тепловых расширений турбин;

· увеличение электрической и тепловой мощности турбин.

В настоящее время цех выполняет также специализированные работы:

· изготовление дисков паровых турбин;

· изготовление сопловых и направляющих аппаратов турбин;

· райберовку отверстий в муфтах роторов;

· замену рабочих лопаток и насадных деталей роторов турбин;

· контроль центральных отверстий роторов турбин;

· контроль абсолютных температурных расширений корпусов цилиндров, углов наклона ригелей и корпусов подшипников турбин;

· ремонт диафрагм с восстановлением профиля лопаток;

· изготовление рабочих лопаток турбин длиной до 550 мм, в том числе без чертежей, по оригиналу.

Турбинный цех выполняет ремонты и реконструкции любой сложности с привлечением всех необходимых организаций: проектных, наладочных, заводов-изготовителей. Организует поставку оригинальных запчастей или изготовленных на своей производственной базе.

Электробуры - это забойные агрегаты, у которых вращающий момент создается погружным маслонаполненным асинхронным электродвигателем.

Электробуры предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных нефтяных и газовых скважин . Выпускаются по ТУ У 05755855.006-2001; ГОСТ 15880-96.

Верхнее значение температуры промывочного раствора у входа в электробур в процессе установившейся циркуляции 80 °C. Обороты выходного вала электробура можно изменять путём установки редуктора.

Технические данные электробуров

* Для четырехполюсного электродвигателя электробура

Ремонт бурового и энергетического оборудования

Буровое оборудование - это комплекс буровых машин, механизмов и приспособлений, смонтированных на точке бурения и обеспечивающих с помощью бурового инструмента выполнение технологических операций для бурения скважин.

С помощью бурового инструмента проделываются скважины в горных породах различной твердости.

На буровых предприятиях страны в буровых установках БУ-75БрЭ, БУ-80БрЭ, Уралмаш 125БЭ и Урал-маш 4Э используется электрооборудование, получающее питание непосредственно от сетей напряжением 6 кВт (электродвигатели для привода буровых лебедок, роторов, насосов) или через понижающие трансформаторы с номинальным напряжением во вторичной обмотке 400 или 525 В (электродвигатели для привода лебедок, роторов, насосов, вспомогательных механизмов).

Комиссии предъявляют: геолого-технический наряд, техническую документацию на оборудование, акты об испытании заземляющих устройств, нагнетательных линий буровых насосов (приложение 2), ограничителя подъема талевого блока (приложение 3),электрооборудования.

Наиболее трудоемкими и травмоопасными операциями в бурении являются спуско-подъемные операции (СПО), ремонт оборудования (особенно буровых насосов, автоматических буровых ключей и элементов пневматической системы) и приготовление промывочной жидкости непосредственно на буровой.

Основная доля ремонтных работ приходится на буровые насосы и их обвязку, пневмосистему и АКБ-3.

Отказы и аварии буровых насосов и их обвязки часто связаны с возникающими в них вибрациями, износом основных элементов (втулки, клапаны, поршни, сварные и фланцевые соединения), резким повышением давления перекачиваемой жидкости.

Причинами вибраций в нагнетательной системе могут явиться: плохое крепление насосов и их привода к фундаментам, несоосность насоса и привода, износ или ослабление отдельных частей насоса (элементы кривошипно-шатунного механизма, штоки, поршни, втулки и проч.

Наиболее распространенные в бурении двухпоршневые насосы посылают в нагнетательную систему прокачиваемую жидкость толчками.

Причинами пульсации промывочной жидкости также являются: неудовлетворительное заполнение насоса жидкостью при работе насоса (из-за низко расположенного уровня жидкости в приемных емкостях по отношению к оси поршня насоса, недостаточной пропускной способности приемной трубы насоса -- мал ее диаметр или засорилось приемное устройство на конце трубы); износ рабочих поверхностей клапанных пар насоса, наличие между ними зазора из-за попадания постороннего предмета, слом клапанной пружины; износ рабочих поверхностей поршней или втулок насоса или их ненадежное укрепление; ненадежность компенсирующих устройств насоса (утечки через резиновые и уплотняющие элементы, отсутствие газа или не соответствующие режиму работы давление газа за резиновыми элементами); большое число проходных задвижек на нагнетательной линии, создающих местные сопротивления движущемуся потоку жидкости, и наличие резких (90° и более) поворотов и сужений ее; отказ или загрязненность забойного двигателя и долота, а также наличие резких сужений в канале бурильная колонна -- ствол скважины.

Резкое повышение давления в нагнетательной линии буровых насосов, приводящее к аварийным, травмоопасным ситуациям, может быть следствием многих факторов: пуска насоса при закрытых пусковых или проходных задвижках; несвоевременного закрытия пусковой задвижки или пуска второго насоса до восстановления циркуляции в системе насос -- скважина; отказа предохранительного устройства, устанавливаемого на нагнетательной линии насосов; перекрытия каналов, по которым циркулирует промывочная жидкость, ледяными пробками, выбуренной породой, посторонними предметами и т.

Существующая система компенсаторов, устанавливаемых на современных буровых насосах, уже при давлении в нагнетательной линии 100 кгс/см2 неэффективна

Организация обслуживания буровых промывочной жидкостью и реагентами

Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления

Примечание: Глубины скважин приведены по стволу

Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Список литературы

1. Н.Е. Зозуля, В.П. Зозуля «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» учебно методическое пособие. Ташкент 2008.

2. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб, для вузов. - М.: ООО 'Недра-Бизнесцентр' 2003

3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ООО 'Недра-Бизнесцентр' 2001

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2002

5. Групповой рабочий проект на строительства эксплуатационных скважин №№ 14Г,15Г на месторождении Северный Шуртан. Узлитинефтигаз. Ташкент 2008.

6. Под редакцией проф. Э.А. Бакирова и проф. В.И. Ларина «Геология нефти и газа, и нефтегазоносные провинции» для филиала РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте. Москва 2007г.

7. Желтов Ю.П.

8. «Разработка нефтяных месторождений»: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО 'Издательство 'Недра', 1998. -365с.

9. «Заканчивание скважин в двух частях» В.М. Подгорнов. Москва «Макс-пресс» 2008г.

10. Вадецкий Ю.В. - «Бурение нефтяных и газовых скважин.» - Москва, ACADEMA, 2003.

11. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. «Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов.» - М.: ОАО 'Издательство 'Недра', 1999.

12. Абубакиров В.Ф. «Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т.»-М.: Недра, 2000.

13. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. Пособие для вузов.» - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.